Obbligazioni societarie Monitor bond Utilities Europa I (gennaio - luglio 2009)
- Creatore Discussione Alobar
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riportando le informazioni più importanti di questo monitor che avevamo aperto e seguito sul FOL. Quando sarà completato il trasferimento potremo ricominciare a inserire interventi, grazie!
Alobar
So di non sapere...
26-06-08, 20:11: i98mark
Anche per questo comparto, come per altri, i report di S&P tornano utili per l'inquadramento dei trend in essere in questo settore merceologico, oltre che per inviduare quali fattori sono favorevoli ad un rafforzamento dei players settoriali e quali invece generano una loro debolezza sia sul piano del profilo di rischio di business (indebolendone la capacità di generazione di fatturato o la profittevolezza) sia sul piano del profilo di rischio finanziario (determinando un indebolimento delle garanzie patrimoniali a beneficio dei creditori, e fra questi, nello specifico, degli obbligazionisti).
Approcciando le utilities energetiche, si sa che il settore ha tradizionalmente natura difensiva: reduci da decenni di gestione dei servizi energetici in situazioni di sostanziale (e spesso anche formale) monopolio in ambiti territoriali più o meno estesi, ma di norma almeno di dimensione regionale, i principali operatori europei godono a tutt'oggi, pur dopo alcuni anni di spinte liberalizzatrici uin ambito continentale, di robuste rendite di posizione.
Va peraltro considerato che, mentre in taluni mercati nazionali, la deregulation del settore energetico è in una fase decisamente avanzata, in altri essa è ancora molto modesta.
Alla stabilità delle attività di business si è accompagnato un carattere non aggressivo delle politiche finanziarie adottate in passato, anche perché in quadro dominato dai monopoli nazionali non c'era grande spazio per politiche espansive, almeno nel contesto continentale.
I due fattori fanno sì che gli emittenti del settore mostrino una certa solidità sotto il piano dell'affidabilità creditizia, enfatizzata da rating piuttosto elevati, spesso di classe "A" o comunque IG.
I trend in essere: 1) in positivo, una situazione di mercato generalmente favorevole
A partire da un primo report compartimentale disponibile risalente al 2006 e poi nuovamente in un più recente report dell'ottobre 2007, S&P enfatizza una situazione di mercato per le utilities europee generalmente favorevole, a causa dei prezzi energetici sostenuti da prezzi elevati per petrolio e gas e da prezzi contenuti per le emissioni di CO2.
I benefici sono maggiori per i players che integrano i processi di produzione, di vendita e di distribuzione dell'energia elettrica. Sono poi ancora superiori per quei players integrati che operano su mercati domestici deregolamentati (esempio classico, la GB) visto che in tal caso è possibile rialzare i prezzi energetici praticati alla clientela con relativa facilità.
Diversamente, sui mercati regolamentati le utilities che vogliano scaricare sulla clientela i maggiori costi sostenuti per la generazione di energia elettrica devono ottenere per gli aumenti dei prezzi l'avallo di apposite autority pubbliche.
I trend in essere: 2) in negativo, una significativa ondata di M&A (Merger & Acquisitions, fusioni ed acquisizioni) in essere nel comparto.
Nonostante le favorevoli condizioni di mercato, S&P evidenziava già nell'autunno 2006 un deterioramento del quadro dell'affidabilità creditizia (e quindi dei rating) fra gli operatori compartimentali.
Nell'autunno 2006, 9 delle prime 20 utilities energetiche europee erano in Creditwatch negativo o avevano un outlook negativo.
Una situazione di debolezza in prospettiva che, nell'autunno 2007, ad un anno di distanza, aveva condotto a 4 downgrades (E.ON; Enel; Energias de Portugal e National Grid), lasciando tuttavia ben 8 operatori in Creditwatch negativo o con outlook negativo e solo 2 in Creditwatch positivo o con outlook positivo, mentre i restanti 10 avevano un outlook stabile.
Principale responsabile del fenomeno è appunto l'ondata di acquisizioni e di fusioni in essere e la conseguente crescita dell'indebitamento dei players settoriali per il finanziamento delle attività acquisitive.
I M&A riguardano l'ambito continentale, ma anche gli USA (con utilities europee che acquistano società di oltreatlantico).
In prospettiva, S&P segnala in un ulteriore report del giugno 2007 (allegato integralmente) come la liberalizzazione in atto sul mercato della generazione energetica russa - bisognosa di capitali esteri per lo sviluppo e l'ammodernamento delle strutture - rischia di richiamare ulteriori significativi investimenti e acquisizioni anche ad oriente, sebbene per ora lo shopping delle utility europee su quel mercato sia stato piuttosto modesto
Nel dettaglio, l'estratto dal report S&P sulle utility dell'ottobre 2007 dà conto anche delle ragioni che hanno determinato i downgrade del 2007 e l'attività negativa in termini di creditwatch e di outlook sui players del settore, sempre con quadro aggiornato a quella data...
S&P Report sulle utilities in ambito globale dell'ottobre 2007, estratto area europea (in allegato il report integrale)
EUROPE
Major European utilities have continued to benefit in 2007 from favorable market conditions. This is particularly true of generators and vertically integrated power utilities in deregulated markets, which have continued to benefit from high power prices fueled by high oil, gas prices, and low carbon dioxide prices.
The credit environment for major European utilities has nevertheless deteriorated.
Ratings among the top 20 utilities (ranked by debt issuance) remain under pressure, with four downgrades to date in 2007: E.ON AG (A/Stable/A-1) from 'AA-' and Enel SpA(A/Watch Neg/A-1) from 'A+'; EDP - Energias de Portugal S.A. (A-/Negative/A-2) from 'A'; and National Grid PLC (A-/Stable/A-2) from 'A'.
E.ON's downgrade reflects the company's revised strategy announced on May 31, 2007, outlining cumulative growth investments and a more proactive and shareholder-driven approach to managing its capital structure.
Enel's downgrade reflects the weakening of the company's financial profile after its acquisition of an approximate 25% equity stake in Endesa S.A. for about €10.2 billion and some assets in Russia for about €1.8 billion.
The downgrade of National Grid reflects its acquisition of U.S.-based electricity and gas utility company KeySpan Corp. (A-/Stable/A-2) for $7.4 billion plus assumed debt of $4.5 billion. The acquisition will increase National Grid's unadjusted net debt to about £19.5 billion by 2009 from £11.8 billion in 2007.
The downgrade of EDP followed the completion of the debt-financed acquisition of U.S. wind power operator Horizon Wind Energy LLC (not rated) for an enterprise value of $2.7 billion.
Eight of the top 20 European utilities remain on either CreditWatch negative or have a negative outlook, two entities have a positive outlook or remain on CreditWatch with positive implications, and the other 10 utilities have stable outlooks.
Mergers and acquisitions mainly account for rating pressures, which reflects that scale is an increasingly important competitive factor. Iberdrola S.A. (A/Watch Neg/A-1) remains on CreditWatch with negative implications after acquiring Scottish Power PLC (A-/Watch Neg/A-2) on April 23, 2007, and the company's announcement on June 25, 2007, of its bid to acquire 100% of U.S.-based utility Energy East Corp. (BBB+/Negative/A-2).
Enel remains on CreditWatch pending its acquisition of Spanish utility Endesa S.A. In France, Gaz de France S.A. (AA-/Watch Neg/A-1+) and Suez S.A. (A-/Watch Pos/A-2) remain on CreditWatch because of their protracted merger.
We placed United Utilities PLC (A/Watch Neg/A-1) on CreditWatch with negative implications after it announced that it has initiated a sale process for its electricity distribution arm, UUE and intends to return the net equity proceeds of the sale to shareholders. The group also announced it will review its capital structure and dividend policy at the end of the sale process.
Other major European utilities affected by M&A activity include RWE AG (A+/Negative/A-1), and Veolia Environnement S.A. (BBB+/Stable/A-2). RWE is in the middle of selling most of its water businesses to refocus on its energy operations. Veolia has recently announced a string of midsize acquisitions that it will refinance through the €2.6 billion capital increase it completed in July 2007.
Anche per questo comparto, come per altri, i report di S&P tornano utili per l'inquadramento dei trend in essere in questo settore merceologico, oltre che per inviduare quali fattori sono favorevoli ad un rafforzamento dei players settoriali e quali invece generano una loro debolezza sia sul piano del profilo di rischio di business (indebolendone la capacità di generazione di fatturato o la profittevolezza) sia sul piano del profilo di rischio finanziario (determinando un indebolimento delle garanzie patrimoniali a beneficio dei creditori, e fra questi, nello specifico, degli obbligazionisti).
Approcciando le utilities energetiche, si sa che il settore ha tradizionalmente natura difensiva: reduci da decenni di gestione dei servizi energetici in situazioni di sostanziale (e spesso anche formale) monopolio in ambiti territoriali più o meno estesi, ma di norma almeno di dimensione regionale, i principali operatori europei godono a tutt'oggi, pur dopo alcuni anni di spinte liberalizzatrici uin ambito continentale, di robuste rendite di posizione.
Va peraltro considerato che, mentre in taluni mercati nazionali, la deregulation del settore energetico è in una fase decisamente avanzata, in altri essa è ancora molto modesta.
Alla stabilità delle attività di business si è accompagnato un carattere non aggressivo delle politiche finanziarie adottate in passato, anche perché in quadro dominato dai monopoli nazionali non c'era grande spazio per politiche espansive, almeno nel contesto continentale.
I due fattori fanno sì che gli emittenti del settore mostrino una certa solidità sotto il piano dell'affidabilità creditizia, enfatizzata da rating piuttosto elevati, spesso di classe "A" o comunque IG.
I trend in essere: 1) in positivo, una situazione di mercato generalmente favorevole
A partire da un primo report compartimentale disponibile risalente al 2006 e poi nuovamente in un più recente report dell'ottobre 2007, S&P enfatizza una situazione di mercato per le utilities europee generalmente favorevole, a causa dei prezzi energetici sostenuti da prezzi elevati per petrolio e gas e da prezzi contenuti per le emissioni di CO2.
I benefici sono maggiori per i players che integrano i processi di produzione, di vendita e di distribuzione dell'energia elettrica. Sono poi ancora superiori per quei players integrati che operano su mercati domestici deregolamentati (esempio classico, la GB) visto che in tal caso è possibile rialzare i prezzi energetici praticati alla clientela con relativa facilità.
Diversamente, sui mercati regolamentati le utilities che vogliano scaricare sulla clientela i maggiori costi sostenuti per la generazione di energia elettrica devono ottenere per gli aumenti dei prezzi l'avallo di apposite autority pubbliche.
I trend in essere: 2) in negativo, una significativa ondata di M&A (Merger & Acquisitions, fusioni ed acquisizioni) in essere nel comparto.
Nonostante le favorevoli condizioni di mercato, S&P evidenziava già nell'autunno 2006 un deterioramento del quadro dell'affidabilità creditizia (e quindi dei rating) fra gli operatori compartimentali.
Nell'autunno 2006, 9 delle prime 20 utilities energetiche europee erano in Creditwatch negativo o avevano un outlook negativo.
Una situazione di debolezza in prospettiva che, nell'autunno 2007, ad un anno di distanza, aveva condotto a 4 downgrades (E.ON; Enel; Energias de Portugal e National Grid), lasciando tuttavia ben 8 operatori in Creditwatch negativo o con outlook negativo e solo 2 in Creditwatch positivo o con outlook positivo, mentre i restanti 10 avevano un outlook stabile.
Principale responsabile del fenomeno è appunto l'ondata di acquisizioni e di fusioni in essere e la conseguente crescita dell'indebitamento dei players settoriali per il finanziamento delle attività acquisitive.
I M&A riguardano l'ambito continentale, ma anche gli USA (con utilities europee che acquistano società di oltreatlantico).
In prospettiva, S&P segnala in un ulteriore report del giugno 2007 (allegato integralmente) come la liberalizzazione in atto sul mercato della generazione energetica russa - bisognosa di capitali esteri per lo sviluppo e l'ammodernamento delle strutture - rischia di richiamare ulteriori significativi investimenti e acquisizioni anche ad oriente, sebbene per ora lo shopping delle utility europee su quel mercato sia stato piuttosto modesto
Nel dettaglio, l'estratto dal report S&P sulle utility dell'ottobre 2007 dà conto anche delle ragioni che hanno determinato i downgrade del 2007 e l'attività negativa in termini di creditwatch e di outlook sui players del settore, sempre con quadro aggiornato a quella data...
S&P Report sulle utilities in ambito globale dell'ottobre 2007, estratto area europea (in allegato il report integrale)
EUROPE
Major European utilities have continued to benefit in 2007 from favorable market conditions. This is particularly true of generators and vertically integrated power utilities in deregulated markets, which have continued to benefit from high power prices fueled by high oil, gas prices, and low carbon dioxide prices.
The credit environment for major European utilities has nevertheless deteriorated.
Ratings among the top 20 utilities (ranked by debt issuance) remain under pressure, with four downgrades to date in 2007: E.ON AG (A/Stable/A-1) from 'AA-' and Enel SpA(A/Watch Neg/A-1) from 'A+'; EDP - Energias de Portugal S.A. (A-/Negative/A-2) from 'A'; and National Grid PLC (A-/Stable/A-2) from 'A'.
E.ON's downgrade reflects the company's revised strategy announced on May 31, 2007, outlining cumulative growth investments and a more proactive and shareholder-driven approach to managing its capital structure.
Enel's downgrade reflects the weakening of the company's financial profile after its acquisition of an approximate 25% equity stake in Endesa S.A. for about €10.2 billion and some assets in Russia for about €1.8 billion.
The downgrade of National Grid reflects its acquisition of U.S.-based electricity and gas utility company KeySpan Corp. (A-/Stable/A-2) for $7.4 billion plus assumed debt of $4.5 billion. The acquisition will increase National Grid's unadjusted net debt to about £19.5 billion by 2009 from £11.8 billion in 2007.
The downgrade of EDP followed the completion of the debt-financed acquisition of U.S. wind power operator Horizon Wind Energy LLC (not rated) for an enterprise value of $2.7 billion.
Eight of the top 20 European utilities remain on either CreditWatch negative or have a negative outlook, two entities have a positive outlook or remain on CreditWatch with positive implications, and the other 10 utilities have stable outlooks.
Mergers and acquisitions mainly account for rating pressures, which reflects that scale is an increasingly important competitive factor. Iberdrola S.A. (A/Watch Neg/A-1) remains on CreditWatch with negative implications after acquiring Scottish Power PLC (A-/Watch Neg/A-2) on April 23, 2007, and the company's announcement on June 25, 2007, of its bid to acquire 100% of U.S.-based utility Energy East Corp. (BBB+/Negative/A-2).
Enel remains on CreditWatch pending its acquisition of Spanish utility Endesa S.A. In France, Gaz de France S.A. (AA-/Watch Neg/A-1+) and Suez S.A. (A-/Watch Pos/A-2) remain on CreditWatch because of their protracted merger.
We placed United Utilities PLC (A/Watch Neg/A-1) on CreditWatch with negative implications after it announced that it has initiated a sale process for its electricity distribution arm, UUE and intends to return the net equity proceeds of the sale to shareholders. The group also announced it will review its capital structure and dividend policy at the end of the sale process.
Other major European utilities affected by M&A activity include RWE AG (A+/Negative/A-1), and Veolia Environnement S.A. (BBB+/Stable/A-2). RWE is in the middle of selling most of its water businesses to refocus on its energy operations. Veolia has recently announced a string of midsize acquisitions that it will refinance through the €2.6 billion capital increase it completed in July 2007.
Alobar
So di non sapere...
26-06-08: i98mark
I trend in essere: 3) in negativo, la crescente pressione delle regolamentazioni nazionali.
Un ulteriore fattore la cui incidenza sui rating delle società del comparto va a svilupparsi in termini negativi è l'attività delle autorità di settore nazionali e più in generale della regolamentazione nazionale.
Già nel suo report dell'autunno 2006, S&P segnalava come il crescente successo delle utility europee, in termine di crescita dei fatturati e degli utili, andava ad attrarre una sempre maggiore attenzione da parte delle autorità nazionali, soffermandosi in particolare sui casi della Germania, della Svezia, della Francia e della Spagna.
Tutti casi in cui l'intervento delle autority di settore o del legislatore nazionale si traduceva di volta in volta in tagli delle tariffe di trasmissione dell'elettricità di altri operatori sulle proprie reti, maggiore imposizione fiscale sulla generazione di elettricità, limiti imposti alla crescita delle tariffe elettriche praticate alla clientela (a prescindere dall'effettiva crescita dei costi), limiti normativi alla durata dei contratti di fornitura del gas, ecc. ecc.
Si tratta di misure regolamentari - sebbene di natura diversa - tutte accomunate dalla loro incidenza in negativo sulla profittevolezza delle utility interesssate.
Nei report più recenti, anche in quelli riguardanti singoli operatori settoriali, S&P segnala il persistere di questo tipo di situazioni in ambito nazionale
In dettaglio, rinvio a questo estratto dal report S&P sul comparto del settembre 2006 (allegato integralmente).
Rising pressures from national regulators and governments
Regulatory development has become a negative factor, reflecting that European utilities' financial success is controversial and attracts increasing scrutiny. The regulatory environment has become less favorable, in particular in Germany and Sweden, but also in France and Spain.
In Germany the recently set-up network regulator, Bundesnetzagentur regulator, has imposed significant tariff reductions. The first cut was an 18% lowering (compared with the application) of the tariffs for Vattenfall Europe Transmission (the third-largest German high voltage grid operator), by reducing allowable asset values and hence the absolute return on equity and other costs.
Further low- to mid-double-digit tariff cuts for a number of electricity and gas distribution operators have followed.
E.ON has also been affected by a German Federal Court ruling, which shortened the duration of its wholesale gas sales contracts.
In Sweden, taxation on power generation has increased, while electricity network distribution regulations have also become stricter. These adverse regulatory developments in Vattenfall's main markets were the key driver for our recent revision of its outlook to stable from positive.
In France, which is traditionally supportive of its major utilities, the government granted GDF only a 5.6% increase in regulated supply tariffs from May 1, 2006, which does not cover the group's sourcing costs (negative impact of €331 million in the first half of 2006). In addition, gas supply prices, which were supposed to be reviewed quarterly, will now be reviewed only annually. Concerning EDF, the government authorized a 1.7% increase in regulated electricity retail supply tariffs from Aug. 15, 2006, which was the first since 2004. In the parliamentary debate over the Suez-GDF merger, however, amendments have been passed, which enable companies having chosen to opt for market prices to return for a renewable two-year period to tariffs capped at 30% above the regulated supply tariffs. Suppliers would be compensated by generators, in particular EDF. Such amendments will have a negative impact on EDF as they will reduce the share of its highly profitable French sales at market prices. The group estimates that the mechanism will have a significant negative impact on its operating income.
In Spain, two Royal Decree Laws, passed on Feb. 24, 2006, although temporary, have reduced the profitability of all the vertically integrated Spanish electricity utilities. The final impact will depend on how and when the measures are changed.
I trend in essere: 4) in negativo, le iniziative europee per l’implementazione del mercato comunitario .
Anche le iniziative europee per rendere più competitivo il mercato energetico europeo (dell'elettricità e del gas) smantellando le rendite di posizione esistenti, se sono ragione di apprezzamento per il cittadino-consumatore, per l'investitore vanno monitorate in quanto astrattamente idonee ad indebolire l'emittente obbligazionario da esse interessato.
Già nel proprio report del settembre 2006, S&P dava conto delle attività concrete condotte dall'UE per eliminare gli ostacoli ad un mercato energetico continentale aperto.
I punti di maggiore debolezza, individuati dalla UE fin dal 2006, consistevano nella eccessiva concentrazione su molti singoli mercati nazionali, con gli ex monopolisti in posizione dominante; nell'integrazione in senso verticale dei players più importanti (dalla produzione/approvigionamento alla commercializzazione alla distibuzione su rete proprietaria); nella scarsa integrazione fra mercati nazionali, con poca o nulla pressione competitiva sui prezzi esercitata dalle vendite da un mercato ad un'altro; nella mancanza di trasparenza, in specie nel mercato dell'energia elettrica e dalla scarsa affidabilità in termini concorrenziali dei meccanismi di formazione dei prezzi energetici.
Come detto, S&P segnalava nell'autunno 2006 le iniziative intraprese in sede comunitaria, riservandosi di monitorarle onde verificare il loro sfociare in normative e provvedimenti idonei ad incidere sui rating.
Da un estratto del già allegato report settoriale di S&P del settembre 2006
The EU review could result in additional regulatory pressures
The EU launched an investigation in June 2005 to assess the competitive conditions in the European gas and electricity markets, with a view to addressing the barriers hampering the development of a fully functioning and open EU-wide energy market from July 1, 2007.
In February 2006, the EU published a preliminary report, whose findings essentially confirm those of the initial report published in November 2005.
The final report is expected to be published early in 2007.
The preliminary report confirms that the EU has identified five main barriers to a fully-functioning energy market, which apply to both the gas and electricity markets:
· A high degree of concentration in most European markets, with, in particular, incumbents often continuing to enjoy dominant positions;
· Vertical integration of the largest players, by which the EU not only means the ownership of transmission and distribution assets by most incumbents, but also, in gas, the network of long-term contracts between gas producers and incumbent importers;
· Limited market integration, with cross-border sales not exerting any significant competitive pressure, given the difficulty in securing available capacity on cross-border pipelines in gas, and insufficient interconnection capacity and long-term capacity reservations predating the market opening in electricity;
· Lack of transparency, in the electricity wholesale market in particular, but also of reliable and timely information on the gas markets; and
· Price formation mechanisms, which at present are not robust and reliable enough.
In parallel, the EU has launched a number of proceedings against 17 of the EU's 25 members (including France, Germany, Belgium, Spain, and Italy) for not fully incorporating directives on the full opening of energy markets to competition into national law.
In addition, European Commission competition authorities made raids on major European gas companies in the spring of 2006 to investigate allegations of competitive abuse.
While the pressure from the EU is undoubtedly growing, it remains uncertain at this stage what additional steps the EU will seek to implement to accelerate competition and facilitate the drive to complete the internal energy markets.
As a result, we cannot yet be sure whether such measures would affect ratings.
Le proposte legislative europee per la separazione (unbundling) delle attività di produzione e di formitura nel comparto energetico (elettricità e gas) dalle attività di gestione delle reti distributive.
Nel settembre 2007, la Commissione Europea formulava proposte normative per realizzare una separazione delle attività distributive da quelle di produzione e di vendita delle risorse energetiche (elettricità e gas).
Guardando alle proposte, la separazione può essere proprietaria (imponendosi lo scorporo della rete dalle altre attività del player) oppure funzionale (la rete resta di proprietà del player, suo asset patrimoniale, ma viene gestita in maniera del tutto autonoma, da un management indipendente dalla proprietà, secondo il modello dell'ISO (independent system operator).
S&P si sentiva in dovere di ritornare sull'argomento con un piccolo report in forma di risposte alle domande sollevate dall'iniziativa, report in cui evidenzia l'opportunità di seguirne gli sviluppi.
Mentre infatti su alcuni mercati (UK, Italia, Spagna, Portogallo, Svezia) questa situazione è già stata realizzata in via normativa (si pensi da noi al ruolo di Terna, o in Spagna a quello di REE) in altri mercati (e fra questi in Francia, Germania, Grecia) la regola dell'unbundling non esiste, e ove venisse attuata, il modo in cui sarà realizzata potrà avere incidenza sui rating.
Il discorso non ha un'immediata attualità, giacché il processo legislativo comunitario vede quale possibile data di entrata in vigore delle norme in materia l'anno 2012, ma l'obbligazionista talvolta guarda anche mooolto più avanti (
) e dunque anche questo trend sarà da tenere d'occhio.
Allego anche qui il report di S&P datato al 21 settembre 2007.
In conclusione, direi che per le utilities, viene abbastanza agevole individuare i trend in essere in grado di incidere sui rating.
Al momento, la forte positività dei mercati energetici (elettricità e gas) non riesce a compensare la pressione negativa generata soprattutto dalla spinta alle concentrazioni, specie in ambito europeo (ma non solo).
Altri fattori da seguire sono - per quanto possibile - lo sviluppo delle normative nazionali e dell'attività di regolamentazione su base nazionale nonché - con un occhio al medio periodo - le dinamiche che vanno sviluppandosi in sede comunitaria con il discorso dell'unbundling.
Quindi il newsflow andrebbe monitorato cercando di tenere d'occhio principalmente le vicende delle fusioni e concentrazioni nel comparto ed in seconda battuta l'attività regolamentativa nei singoli ambiti nazionale con i suoi ricaschi sui soggetti da noi monitorati.
Gli aspetti significativi per il secondo fenomeno (attività regolamentativa nazionale) possono essere tanti: dai limiti agli incrementi delle tariffe nei regimi amministrati, alle incentivazioni erogate a livello nazionale alla produzione energetica da fonti rinnovabili, alle misure fiscali straordinarie, ai tagli dei costi di trasmissione su reti proprietarie ecc. ecc.
Anche le scelte di politica finanziaria dei singoli emittenti dovranno essere seguita almeno nelle grandi linee ed in particolare nelle decisioni che incidono sulla flessibilità finanziaria, riducendola, come ad es. le scelte di erogare dividendi straordinari, di varare buyback consistenti, di incrementare il capital expenditure investendo su mercati a rischio quali quelli emergenti ecc. ecc.
---
26.06.08: negusneg
Di fronte ad una analisi così approfondita posso solo aggiungere che si tratta di un settore storicamente incline ad utilizzare un forte indebitamento (avvantaggiato, nel fare ciò, dai forti e costanti flussi di cassa).
In questa fase di aumento dei tassi è possibile che alcuni rating vengano messi sotto pressione per il probabile incremento del servizio del debito.
Da qualche giorno qualcosa di simile si può osservare nel settore azionario, dove settori difensivi, che fino ad ora si erano avantaggiati del flight to quality, come le utilities o le assicurazioni, stanno soffrendo proprio per questo motivo.
Cmq cappello, e per quanto mi sarà possibile vedrò di contribuire.
I trend in essere: 3) in negativo, la crescente pressione delle regolamentazioni nazionali.
Un ulteriore fattore la cui incidenza sui rating delle società del comparto va a svilupparsi in termini negativi è l'attività delle autorità di settore nazionali e più in generale della regolamentazione nazionale.
Già nel suo report dell'autunno 2006, S&P segnalava come il crescente successo delle utility europee, in termine di crescita dei fatturati e degli utili, andava ad attrarre una sempre maggiore attenzione da parte delle autorità nazionali, soffermandosi in particolare sui casi della Germania, della Svezia, della Francia e della Spagna.
Tutti casi in cui l'intervento delle autority di settore o del legislatore nazionale si traduceva di volta in volta in tagli delle tariffe di trasmissione dell'elettricità di altri operatori sulle proprie reti, maggiore imposizione fiscale sulla generazione di elettricità, limiti imposti alla crescita delle tariffe elettriche praticate alla clientela (a prescindere dall'effettiva crescita dei costi), limiti normativi alla durata dei contratti di fornitura del gas, ecc. ecc.
Si tratta di misure regolamentari - sebbene di natura diversa - tutte accomunate dalla loro incidenza in negativo sulla profittevolezza delle utility interesssate.
Nei report più recenti, anche in quelli riguardanti singoli operatori settoriali, S&P segnala il persistere di questo tipo di situazioni in ambito nazionale
In dettaglio, rinvio a questo estratto dal report S&P sul comparto del settembre 2006 (allegato integralmente).
Rising pressures from national regulators and governments
Regulatory development has become a negative factor, reflecting that European utilities' financial success is controversial and attracts increasing scrutiny. The regulatory environment has become less favorable, in particular in Germany and Sweden, but also in France and Spain.
In Germany the recently set-up network regulator, Bundesnetzagentur regulator, has imposed significant tariff reductions. The first cut was an 18% lowering (compared with the application) of the tariffs for Vattenfall Europe Transmission (the third-largest German high voltage grid operator), by reducing allowable asset values and hence the absolute return on equity and other costs.
Further low- to mid-double-digit tariff cuts for a number of electricity and gas distribution operators have followed.
E.ON has also been affected by a German Federal Court ruling, which shortened the duration of its wholesale gas sales contracts.
In Sweden, taxation on power generation has increased, while electricity network distribution regulations have also become stricter. These adverse regulatory developments in Vattenfall's main markets were the key driver for our recent revision of its outlook to stable from positive.
In France, which is traditionally supportive of its major utilities, the government granted GDF only a 5.6% increase in regulated supply tariffs from May 1, 2006, which does not cover the group's sourcing costs (negative impact of €331 million in the first half of 2006). In addition, gas supply prices, which were supposed to be reviewed quarterly, will now be reviewed only annually. Concerning EDF, the government authorized a 1.7% increase in regulated electricity retail supply tariffs from Aug. 15, 2006, which was the first since 2004. In the parliamentary debate over the Suez-GDF merger, however, amendments have been passed, which enable companies having chosen to opt for market prices to return for a renewable two-year period to tariffs capped at 30% above the regulated supply tariffs. Suppliers would be compensated by generators, in particular EDF. Such amendments will have a negative impact on EDF as they will reduce the share of its highly profitable French sales at market prices. The group estimates that the mechanism will have a significant negative impact on its operating income.
In Spain, two Royal Decree Laws, passed on Feb. 24, 2006, although temporary, have reduced the profitability of all the vertically integrated Spanish electricity utilities. The final impact will depend on how and when the measures are changed.
I trend in essere: 4) in negativo, le iniziative europee per l’implementazione del mercato comunitario .
Anche le iniziative europee per rendere più competitivo il mercato energetico europeo (dell'elettricità e del gas) smantellando le rendite di posizione esistenti, se sono ragione di apprezzamento per il cittadino-consumatore, per l'investitore vanno monitorate in quanto astrattamente idonee ad indebolire l'emittente obbligazionario da esse interessato.
Già nel proprio report del settembre 2006, S&P dava conto delle attività concrete condotte dall'UE per eliminare gli ostacoli ad un mercato energetico continentale aperto.
I punti di maggiore debolezza, individuati dalla UE fin dal 2006, consistevano nella eccessiva concentrazione su molti singoli mercati nazionali, con gli ex monopolisti in posizione dominante; nell'integrazione in senso verticale dei players più importanti (dalla produzione/approvigionamento alla commercializzazione alla distibuzione su rete proprietaria); nella scarsa integrazione fra mercati nazionali, con poca o nulla pressione competitiva sui prezzi esercitata dalle vendite da un mercato ad un'altro; nella mancanza di trasparenza, in specie nel mercato dell'energia elettrica e dalla scarsa affidabilità in termini concorrenziali dei meccanismi di formazione dei prezzi energetici.
Come detto, S&P segnalava nell'autunno 2006 le iniziative intraprese in sede comunitaria, riservandosi di monitorarle onde verificare il loro sfociare in normative e provvedimenti idonei ad incidere sui rating.
Da un estratto del già allegato report settoriale di S&P del settembre 2006
The EU review could result in additional regulatory pressures
The EU launched an investigation in June 2005 to assess the competitive conditions in the European gas and electricity markets, with a view to addressing the barriers hampering the development of a fully functioning and open EU-wide energy market from July 1, 2007.
In February 2006, the EU published a preliminary report, whose findings essentially confirm those of the initial report published in November 2005.
The final report is expected to be published early in 2007.
The preliminary report confirms that the EU has identified five main barriers to a fully-functioning energy market, which apply to both the gas and electricity markets:
· A high degree of concentration in most European markets, with, in particular, incumbents often continuing to enjoy dominant positions;
· Vertical integration of the largest players, by which the EU not only means the ownership of transmission and distribution assets by most incumbents, but also, in gas, the network of long-term contracts between gas producers and incumbent importers;
· Limited market integration, with cross-border sales not exerting any significant competitive pressure, given the difficulty in securing available capacity on cross-border pipelines in gas, and insufficient interconnection capacity and long-term capacity reservations predating the market opening in electricity;
· Lack of transparency, in the electricity wholesale market in particular, but also of reliable and timely information on the gas markets; and
· Price formation mechanisms, which at present are not robust and reliable enough.
In parallel, the EU has launched a number of proceedings against 17 of the EU's 25 members (including France, Germany, Belgium, Spain, and Italy) for not fully incorporating directives on the full opening of energy markets to competition into national law.
In addition, European Commission competition authorities made raids on major European gas companies in the spring of 2006 to investigate allegations of competitive abuse.
While the pressure from the EU is undoubtedly growing, it remains uncertain at this stage what additional steps the EU will seek to implement to accelerate competition and facilitate the drive to complete the internal energy markets.
As a result, we cannot yet be sure whether such measures would affect ratings.
Le proposte legislative europee per la separazione (unbundling) delle attività di produzione e di formitura nel comparto energetico (elettricità e gas) dalle attività di gestione delle reti distributive.
Nel settembre 2007, la Commissione Europea formulava proposte normative per realizzare una separazione delle attività distributive da quelle di produzione e di vendita delle risorse energetiche (elettricità e gas).
Guardando alle proposte, la separazione può essere proprietaria (imponendosi lo scorporo della rete dalle altre attività del player) oppure funzionale (la rete resta di proprietà del player, suo asset patrimoniale, ma viene gestita in maniera del tutto autonoma, da un management indipendente dalla proprietà, secondo il modello dell'ISO (independent system operator).
S&P si sentiva in dovere di ritornare sull'argomento con un piccolo report in forma di risposte alle domande sollevate dall'iniziativa, report in cui evidenzia l'opportunità di seguirne gli sviluppi.
Mentre infatti su alcuni mercati (UK, Italia, Spagna, Portogallo, Svezia) questa situazione è già stata realizzata in via normativa (si pensi da noi al ruolo di Terna, o in Spagna a quello di REE) in altri mercati (e fra questi in Francia, Germania, Grecia) la regola dell'unbundling non esiste, e ove venisse attuata, il modo in cui sarà realizzata potrà avere incidenza sui rating.
Il discorso non ha un'immediata attualità, giacché il processo legislativo comunitario vede quale possibile data di entrata in vigore delle norme in materia l'anno 2012, ma l'obbligazionista talvolta guarda anche mooolto più avanti (
Allego anche qui il report di S&P datato al 21 settembre 2007.
In conclusione, direi che per le utilities, viene abbastanza agevole individuare i trend in essere in grado di incidere sui rating.
Al momento, la forte positività dei mercati energetici (elettricità e gas) non riesce a compensare la pressione negativa generata soprattutto dalla spinta alle concentrazioni, specie in ambito europeo (ma non solo).
Altri fattori da seguire sono - per quanto possibile - lo sviluppo delle normative nazionali e dell'attività di regolamentazione su base nazionale nonché - con un occhio al medio periodo - le dinamiche che vanno sviluppandosi in sede comunitaria con il discorso dell'unbundling.
Quindi il newsflow andrebbe monitorato cercando di tenere d'occhio principalmente le vicende delle fusioni e concentrazioni nel comparto ed in seconda battuta l'attività regolamentativa nei singoli ambiti nazionale con i suoi ricaschi sui soggetti da noi monitorati.
Gli aspetti significativi per il secondo fenomeno (attività regolamentativa nazionale) possono essere tanti: dai limiti agli incrementi delle tariffe nei regimi amministrati, alle incentivazioni erogate a livello nazionale alla produzione energetica da fonti rinnovabili, alle misure fiscali straordinarie, ai tagli dei costi di trasmissione su reti proprietarie ecc. ecc.
Anche le scelte di politica finanziaria dei singoli emittenti dovranno essere seguita almeno nelle grandi linee ed in particolare nelle decisioni che incidono sulla flessibilità finanziaria, riducendola, come ad es. le scelte di erogare dividendi straordinari, di varare buyback consistenti, di incrementare il capital expenditure investendo su mercati a rischio quali quelli emergenti ecc. ecc.
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26.06.08: negusneg
Di fronte ad una analisi così approfondita posso solo aggiungere che si tratta di un settore storicamente incline ad utilizzare un forte indebitamento (avvantaggiato, nel fare ciò, dai forti e costanti flussi di cassa).
In questa fase di aumento dei tassi è possibile che alcuni rating vengano messi sotto pressione per il probabile incremento del servizio del debito.
Da qualche giorno qualcosa di simile si può osservare nel settore azionario, dove settori difensivi, che fino ad ora si erano avantaggiati del flight to quality, come le utilities o le assicurazioni, stanno soffrendo proprio per questo motivo.
Cmq cappello, e per quanto mi sarà possibile vedrò di contribuire.
Ultima modifica:
Alobar
So di non sapere...
28-06-08: i98mark
Più che altro, diciamo che le energie rinnovabili rappresentano ancora un ambito di interesse abbastanza piccolo per molte fra le utilitie maggiori.
Direi tuttavia che il tema è interessante e che se ne può parlare (oltre che incidentalmente per le grandi società del comparto) direttamente con riferimento alla Solon che abbiamo a monitor, magari elaborando una scheda corporate che consenta di "leggere" le tematiche rinnovabili attraverso il newsflow della società.
Possiamo poi cercare di allargare il campo prendendo in considerazione anche l'equity, ed esten dendo il monitoraggio, per le sole notizie, anche ad alcuni titoli azionari.
Vediamo se il tema interessa e qualcuno si prende la briga, anche sulle notizie e stimolato dal lavoro che si fa, di darci una mano.
Volevo intanto segnalare a tutti, in tema di energie rinnovabili, il link ad un sito molto ben fatto (nella sua capacità di mettere insieme profili tecnologici, elementi normativi e notizie aziendali) sulle rinnovabili in UK.
http://newenergyfocus.com/go/pages/home.html
Circa S&P, in realtà del materiale interessante sul tema c'è, sebbene forse gli spunti più diffusi siano per paradosso quelli relativi agli operatori ed al mercato USA, soltanto perché ci sono delle società che hanno nelle rinnovabili il proprio core business e che pagano per avere il rating. Moltissimo del disponibile sugli USA sul sito di S&P è a pagamento.
Sull'Europa direi che si può partire da un report del maggio 2007 sul quale fra oggi e domani pubblicherei qualcosa...
Più che altro, diciamo che le energie rinnovabili rappresentano ancora un ambito di interesse abbastanza piccolo per molte fra le utilitie maggiori.
Direi tuttavia che il tema è interessante e che se ne può parlare (oltre che incidentalmente per le grandi società del comparto) direttamente con riferimento alla Solon che abbiamo a monitor, magari elaborando una scheda corporate che consenta di "leggere" le tematiche rinnovabili attraverso il newsflow della società.
Possiamo poi cercare di allargare il campo prendendo in considerazione anche l'equity, ed esten dendo il monitoraggio, per le sole notizie, anche ad alcuni titoli azionari.
Vediamo se il tema interessa e qualcuno si prende la briga, anche sulle notizie e stimolato dal lavoro che si fa, di darci una mano.
Volevo intanto segnalare a tutti, in tema di energie rinnovabili, il link ad un sito molto ben fatto (nella sua capacità di mettere insieme profili tecnologici, elementi normativi e notizie aziendali) sulle rinnovabili in UK.
http://newenergyfocus.com/go/pages/home.html
Circa S&P, in realtà del materiale interessante sul tema c'è, sebbene forse gli spunti più diffusi siano per paradosso quelli relativi agli operatori ed al mercato USA, soltanto perché ci sono delle società che hanno nelle rinnovabili il proprio core business e che pagano per avere il rating. Moltissimo del disponibile sugli USA sul sito di S&P è a pagamento.
Sull'Europa direi che si può partire da un report del maggio 2007 sul quale fra oggi e domani pubblicherei qualcosa...
Alobar
So di non sapere...
29-06-08: i98mark
Per quanto ho avuto modo di comprendere, la crescita del ruolo delle energie alternative nell'ambito delle attività delle utility energetiche (guardando ai processi in atto nel comparto merceologico) ha una duplice base normativa.
Tale crescita è generata:
1) dagli impegni di riduzione delle emissioni di CO2 e di gas serra assunti dagli Stati firmatari del Portocollo di Kyoto, e
2) dalle normative nazionali che prevedono incentivi fiscali e tariffari per la produzione di energia pulita, in vista del raggiungimento di obiettivi ulteriori rispetto a quelli del Protocollo stesso (ottenimento di maggiori riduzioni dei gas serra rispetto a quelli indicati da Kyoto; sviluppo delle nuove tecnologie nel settore della generazione energetica "pulita"; conseguimento di una più ampia autonomia dalle fonti energetiche tradizionali, spesso in mano a paesi politicamente instabili).
Sul secondo aspetto, credo che il monitoraggio - nella complessità di mettere a fuoco l'evoluzione normativa in ciascun paese in astratto - dovrà agganciarsi alle notizie sull'attività delle società che andiamo a monitorare.
Sul primo, torna utile a farsi un'idea di quanto sta accadendo il report di S&P allegato al post, che valuta appunto gli effetti dell'operatività del Protocollo di Kyoto (e dei probabili, successivi sviluppi normativi nel settore a livello internazionale) sull'attività delle utilities.
Sebbene il Protocollo scada nel 2012 e ad oggi non si sappia quando verrà rinnovato e con quali contenuti, la tematica è destinata a produrre effetti anche in futuro, in quanto il Consiglio d'Europa ha già deciso nel marzo 2007 di darsi obiettivi di riduzione dei gas serra in percentuali del 20-30% entro il 2020, dipendendo il limite ultimo dai contenuti del trattato che sostituirà il Protocollo.
Per paradosso, S&P nota come l'effetto della prima fase dell'operatività di Kyoto (terminata a fine 2007) sia consistito - soprattutto sui mercati energetici deregolamentati come Germania e UK - nel dare una fonte di profitti aggiuntivi e a costo zero alle grandi utilities del comparto e in un rincaro non particolarmente motivato dei costi energetici per i consumatori finali.
Ciò in quanto, nella prima fase di operatività prevista dal Protocollo, si è attribuito un valore economico alle emissioni dei gas serra, che prima non ne avevano.
Tale valore è incorporato in quote rappresentative di quantità di tali gas, scambiabili su di un apposito mercato, chiamato ETS (Emission Trading Scheme).
Per altro verso tuttavia ciascun paese europeo ha dato alle utility ivi operanti una autorizzazione a produrre gas serra gratuitamente per una quota sostanzialmente coincidente con le emissioni generate dagli impianti produttivi.
Di conseguenza, il valore dei gas serra generati è stato qualificato dalle utilities come costo di produzione, sommato agli altri costi già quantificabili ed aggiunto ai prezzi finali all'utenza.
Nei mercati deregolamentati, in cui i prezzi energetici non sono sottoposti a regime amministrato, la trasposizione del costo nei prezzi è stata automatica.
C'è da notare che ciò è successo nonostante il costo non fosse stato sostenuto (per effetto dell'autorizzazione gratuita ad emettere concessa dagli Stati, le utilities non avevano dovuto comprare quote di gas serra per rientrare negli standard loro fissati) o addirittura non fosse sostenibile (in mercati deregolamentati come l'UK e la Germania, questo costo è stato aggiunto a tutta l'energia generata, compresa ad es. quella nucleare, i cui impianti produttivi hanno emissione di gas serra pari a zero).
Fra le principali beneficiarie del meccanismo descritto, le utility tedesche, britanniche e svedesi.
Più in dettaglio, la prima parte del report S&P
Combating Climate Change In The EU: Risks And Rewards For European Utilities
Climate policy is a key high-level issue for the EU and its member states. Indeed, the European Council, the EU's main decision-making body, recently reaffirmed its commitment to the reduction of carbon dioxide (CO2) and other greenhouse gases (GHGs).
It recommended that the Emissions Trading Scheme (ETS), which is the EU's principal policy instrument for hitting its emissions targets, be strengthened and broadened in scope.
As a result, the ETS--and other climate policy initiatives such as the drive to increase the share of GHG-clean renewable energy in the energy mix--will continue to have a major impact on European electricity generators and vertically integrated utilities that Standard & Poor's Ratings Services rates.
That's because the burning of fossil fuels such as coal, oil, and gas to generate electricity accounts for a very significant share of EU GHG emissions (see footnote at end of article).
The most visible effect of the ETS to date has been through an increase in power prices, as fossil fuel generators in liberalized (deregulated) markets now include the cost of CO2 emissions in their pricing decisions.
We expect the ETS to potentially have a greater impact on power prices in Phase 2 of the ETS (2008-2012), as the cap on CO2 emissions will be tighter.
Until the form of any potential successor treaty to the Kyoto Protocol (an agreement made under the UN Framework Convention on Climate Change that requires industrialized signatory nations to collectively reduce GHG emissions) becomes known, European utilities lack visibility on the scope and potential impact of global climate change policies beyond 2012, when Kyoto expires.
The European Council's decision in March 2007 to adopt either a 20% or 30% GHG reduction target by 2020, depending on the scope of any successor treaty to the Kyoto Protocol, reflects this uncertainty.
Nevertheless, it is clear that GHG emission reduction will continue to be central to EU policy over the long term and that the operating and regulatory environment for electricity generators will remain influenced by this focus.
In considering the effects of climate change policy on European utilities, we examine the impact of the ETS on power prices and on the profitability of the power generation sector.
We discuss the challenge for generators in taking long-term investment decisions given the high level of uncertainty about future policy, the possible roles that renewable and nuclear energy will play in the generation mix, and why technological developments will be key to the future of coal-fired generation.
High Power Prices Under The ETS: Benefits For Some, Rising Costs For Others
The principal impact of EU climate change policies has been a continued boost in the profitability and cash flows--and therefore credit quality--of European generation companies that operate in countries in which wholesale and retail power markets and prices have been fully liberalized. The key instrument of these policies has been the ETS.
The ETS restricts CO2 emissions and requires power generation and energy-intensive companies in what are known as the "covered sectors" (encompassing oil refineries; coke ovens; iron and steel plants; and factories making cement, glass, lime, brick, ceramics, and pulp and paper) to hold tradable allowances to match their CO2 emissions.
The covered sectors account for about 50% of total EU GHG emissions. The ETS began on Jan. 1, 2005, and Phase 1 will run until Dec. 31, 2007.
Phase 2 will run from January 2008 to December 2012, the period over which the performance of the Kyoto signatory nations against their GHG emission reduction targets will be assessed. The impact of the ETS on the power generation and energy-intensive industrial sectors differs markedly.
While both power generators and energy-intensive industrial power users face caps on CO2 emissions and have been granted free allowances to at least partly cover their emissions, it is the power generators that benefit from higher power prices, at the expense of electricity users.
One of the foremost effects of the ETS has been to increase wholesale power prices in markets such as the U.K. and Germany in which fossil fuel-fired generation is the marginal price-setting plant. Electricity generators that burn fossil fuels--coal, lignite, gas, and oil (fossil fuel-based generation accounts for about 50% of EU generation)--include the cost of CO2 emissions in their cost base and pricing decisions.
All other things being equal, the higher the price of CO2 allowances, the greater the impact on power prices. EU fossil fuel power generators that emit CO2 receive "free" allowances, however, under their respective governments' national allocation plans (NAPs). These plans are vetted and approved by the EU. Allowances for Phase 1 are already known, while Phase 2 allowances are currently being finalized.
Even though a generator will have received free allowances to cover its carbon emissions, it will still price emission costs as if it had purchased the allowances from the market, leading to higher wholesale prices.
For many generators, these higher wholesale prices drop directly to the bottom line as windfall profits, either because the allowance was never purchased or because the generator (nuclear and hydro plants, for example) does not emit greenhouse gases. Companies currently benefiting from windfall profits are those operating in the U.K., German, and Nordic electricity markets, and include E.ON AG (AA-/Watch Neg/A-1+), RWE AG (A+/Negative/A-1), EnBW Energie Baden-Wuerttemberg AG (A-/Stable/A-2), Vattenfall AB (A-/Stable/A-2), Scottish and Southern Energy PLC (A+/Stable/A-1), Scottish Power PLC (A-/Watch Neg/A-2), and EDF Energy PLC (A/Stable/A-1).
Per quanto ho avuto modo di comprendere, la crescita del ruolo delle energie alternative nell'ambito delle attività delle utility energetiche (guardando ai processi in atto nel comparto merceologico) ha una duplice base normativa.
Tale crescita è generata:
1) dagli impegni di riduzione delle emissioni di CO2 e di gas serra assunti dagli Stati firmatari del Portocollo di Kyoto, e
2) dalle normative nazionali che prevedono incentivi fiscali e tariffari per la produzione di energia pulita, in vista del raggiungimento di obiettivi ulteriori rispetto a quelli del Protocollo stesso (ottenimento di maggiori riduzioni dei gas serra rispetto a quelli indicati da Kyoto; sviluppo delle nuove tecnologie nel settore della generazione energetica "pulita"; conseguimento di una più ampia autonomia dalle fonti energetiche tradizionali, spesso in mano a paesi politicamente instabili).
Sul secondo aspetto, credo che il monitoraggio - nella complessità di mettere a fuoco l'evoluzione normativa in ciascun paese in astratto - dovrà agganciarsi alle notizie sull'attività delle società che andiamo a monitorare.
Sul primo, torna utile a farsi un'idea di quanto sta accadendo il report di S&P allegato al post, che valuta appunto gli effetti dell'operatività del Protocollo di Kyoto (e dei probabili, successivi sviluppi normativi nel settore a livello internazionale) sull'attività delle utilities.
Sebbene il Protocollo scada nel 2012 e ad oggi non si sappia quando verrà rinnovato e con quali contenuti, la tematica è destinata a produrre effetti anche in futuro, in quanto il Consiglio d'Europa ha già deciso nel marzo 2007 di darsi obiettivi di riduzione dei gas serra in percentuali del 20-30% entro il 2020, dipendendo il limite ultimo dai contenuti del trattato che sostituirà il Protocollo.
Per paradosso, S&P nota come l'effetto della prima fase dell'operatività di Kyoto (terminata a fine 2007) sia consistito - soprattutto sui mercati energetici deregolamentati come Germania e UK - nel dare una fonte di profitti aggiuntivi e a costo zero alle grandi utilities del comparto e in un rincaro non particolarmente motivato dei costi energetici per i consumatori finali.
Ciò in quanto, nella prima fase di operatività prevista dal Protocollo, si è attribuito un valore economico alle emissioni dei gas serra, che prima non ne avevano.
Tale valore è incorporato in quote rappresentative di quantità di tali gas, scambiabili su di un apposito mercato, chiamato ETS (Emission Trading Scheme).
Per altro verso tuttavia ciascun paese europeo ha dato alle utility ivi operanti una autorizzazione a produrre gas serra gratuitamente per una quota sostanzialmente coincidente con le emissioni generate dagli impianti produttivi.
Di conseguenza, il valore dei gas serra generati è stato qualificato dalle utilities come costo di produzione, sommato agli altri costi già quantificabili ed aggiunto ai prezzi finali all'utenza.
Nei mercati deregolamentati, in cui i prezzi energetici non sono sottoposti a regime amministrato, la trasposizione del costo nei prezzi è stata automatica.
C'è da notare che ciò è successo nonostante il costo non fosse stato sostenuto (per effetto dell'autorizzazione gratuita ad emettere concessa dagli Stati, le utilities non avevano dovuto comprare quote di gas serra per rientrare negli standard loro fissati) o addirittura non fosse sostenibile (in mercati deregolamentati come l'UK e la Germania, questo costo è stato aggiunto a tutta l'energia generata, compresa ad es. quella nucleare, i cui impianti produttivi hanno emissione di gas serra pari a zero).
Fra le principali beneficiarie del meccanismo descritto, le utility tedesche, britanniche e svedesi.
Più in dettaglio, la prima parte del report S&P
Combating Climate Change In The EU: Risks And Rewards For European Utilities
Climate policy is a key high-level issue for the EU and its member states. Indeed, the European Council, the EU's main decision-making body, recently reaffirmed its commitment to the reduction of carbon dioxide (CO2) and other greenhouse gases (GHGs).
It recommended that the Emissions Trading Scheme (ETS), which is the EU's principal policy instrument for hitting its emissions targets, be strengthened and broadened in scope.
As a result, the ETS--and other climate policy initiatives such as the drive to increase the share of GHG-clean renewable energy in the energy mix--will continue to have a major impact on European electricity generators and vertically integrated utilities that Standard & Poor's Ratings Services rates.
That's because the burning of fossil fuels such as coal, oil, and gas to generate electricity accounts for a very significant share of EU GHG emissions (see footnote at end of article).
The most visible effect of the ETS to date has been through an increase in power prices, as fossil fuel generators in liberalized (deregulated) markets now include the cost of CO2 emissions in their pricing decisions.
We expect the ETS to potentially have a greater impact on power prices in Phase 2 of the ETS (2008-2012), as the cap on CO2 emissions will be tighter.
Until the form of any potential successor treaty to the Kyoto Protocol (an agreement made under the UN Framework Convention on Climate Change that requires industrialized signatory nations to collectively reduce GHG emissions) becomes known, European utilities lack visibility on the scope and potential impact of global climate change policies beyond 2012, when Kyoto expires.
The European Council's decision in March 2007 to adopt either a 20% or 30% GHG reduction target by 2020, depending on the scope of any successor treaty to the Kyoto Protocol, reflects this uncertainty.
Nevertheless, it is clear that GHG emission reduction will continue to be central to EU policy over the long term and that the operating and regulatory environment for electricity generators will remain influenced by this focus.
In considering the effects of climate change policy on European utilities, we examine the impact of the ETS on power prices and on the profitability of the power generation sector.
We discuss the challenge for generators in taking long-term investment decisions given the high level of uncertainty about future policy, the possible roles that renewable and nuclear energy will play in the generation mix, and why technological developments will be key to the future of coal-fired generation.
High Power Prices Under The ETS: Benefits For Some, Rising Costs For Others
The principal impact of EU climate change policies has been a continued boost in the profitability and cash flows--and therefore credit quality--of European generation companies that operate in countries in which wholesale and retail power markets and prices have been fully liberalized. The key instrument of these policies has been the ETS.
The ETS restricts CO2 emissions and requires power generation and energy-intensive companies in what are known as the "covered sectors" (encompassing oil refineries; coke ovens; iron and steel plants; and factories making cement, glass, lime, brick, ceramics, and pulp and paper) to hold tradable allowances to match their CO2 emissions.
The covered sectors account for about 50% of total EU GHG emissions. The ETS began on Jan. 1, 2005, and Phase 1 will run until Dec. 31, 2007.
Phase 2 will run from January 2008 to December 2012, the period over which the performance of the Kyoto signatory nations against their GHG emission reduction targets will be assessed. The impact of the ETS on the power generation and energy-intensive industrial sectors differs markedly.
While both power generators and energy-intensive industrial power users face caps on CO2 emissions and have been granted free allowances to at least partly cover their emissions, it is the power generators that benefit from higher power prices, at the expense of electricity users.
One of the foremost effects of the ETS has been to increase wholesale power prices in markets such as the U.K. and Germany in which fossil fuel-fired generation is the marginal price-setting plant. Electricity generators that burn fossil fuels--coal, lignite, gas, and oil (fossil fuel-based generation accounts for about 50% of EU generation)--include the cost of CO2 emissions in their cost base and pricing decisions.
All other things being equal, the higher the price of CO2 allowances, the greater the impact on power prices. EU fossil fuel power generators that emit CO2 receive "free" allowances, however, under their respective governments' national allocation plans (NAPs). These plans are vetted and approved by the EU. Allowances for Phase 1 are already known, while Phase 2 allowances are currently being finalized.
Even though a generator will have received free allowances to cover its carbon emissions, it will still price emission costs as if it had purchased the allowances from the market, leading to higher wholesale prices.
For many generators, these higher wholesale prices drop directly to the bottom line as windfall profits, either because the allowance was never purchased or because the generator (nuclear and hydro plants, for example) does not emit greenhouse gases. Companies currently benefiting from windfall profits are those operating in the U.K., German, and Nordic electricity markets, and include E.ON AG (AA-/Watch Neg/A-1+), RWE AG (A+/Negative/A-1), EnBW Energie Baden-Wuerttemberg AG (A-/Stable/A-2), Vattenfall AB (A-/Stable/A-2), Scottish and Southern Energy PLC (A+/Stable/A-1), Scottish Power PLC (A-/Watch Neg/A-2), and EDF Energy PLC (A/Stable/A-1).
Alobar
So di non sapere...
La seconda fase dell'attuazione del Protocollo di Kyoto.
La seconda fase dell'attuazione del Protocollo (appena iniziata) ha visto la commissione UE tagliare nella misura media del 12,5% le autorizzazioni ad emettere CO2 (il gas "serra" di maggiore interesse per le utility in quanto il principale fra quelli generati dalla combustione di gas fossili) previste dai piani nazionali presentati.
I piani presentati da UK, Francia, Slovenia (e, in sostanza, Spagna) sono stati approvati come presentati, proponendosi obiettivi ritenuti di per sé compatibili con il target finale, che vede le autorizzazioni (gratuite) ad emettere gas serra per l'intera Unione Europea calare del 9% nella fase 2 rispetto alla fase 1.
E' prevedibile - secondo S&P - che i produttori di energia sconteranno i maggiori effetti di questa riduzione delle autorizzazioni gratuite, il che sembra equo, visto che sono loro a beneficiare di prezzi più alti dell'energia che saranno giustificati dai maggiori costi delle emissioni dovuti al taglio di quelle ammesse gratuitamente.
Infatti questa stretta genererà, sempre secondo l'agenzia, maggiori costi per le emissioni che verranno scaricati a valle determinando più elevati prezzi energetici. La misura in cui tuttavia ciò avverrà dipenderà da una serie di fattori, quali il mix produttivo (le utilities che hanno generazione di energia pulita possono permettersi prezzi più competitivi), il costo di petrolio e gas e non ultimo l'andamento della domanda.
Il forecast di S&P è che con il tempo la UE continuerà a ridurre le emissioni gratuite e che si ridurranno di conseguenza i profitti ingiustificati (ergo, le utilities dovranno o ridurre le emissioni per stare nei limiti oppure pagare le quote di emissioni non più disponibili gratuitamente).
Più in dettaglio, nella seconda parte del report S&P già postato integralmente sopra.
Approved NAPs indicate a tighter market in Phase 2 of the ETS
The European Commission has now decided on the first 20 national plans for allocating CO2 emission allowances to energy-intensive industrial plants and the power sector for Phase 2 of the ETS (see table).
Seventeen of the 20 member states were told to reduce proposed allowances by almost 12.5% on average, while allowances for the U.K., France, and Slovenia were approved as presented (the adjustment to Spain's proposed cap was negligible).
To date, the overall cap allowed by the EU for Phase 2 is about 9% lower than the cap allowed for Phase 1.
It is likely the electricity generation companies will take a significant share of this tightening through a lower allocation of free allowances in Phase 2.
From an equity standpoint, the electricity generation companies may be best positioned to absorb a lower level of allowances given that they benefit from higher CO2-induced power prices while industrial and residential power users bear the cost.
The tightening in Phase 2 could lead to stronger CO2 and power prices, albeit that the precise impact and direction for prices depends on a large number of other factors such as the generation mix, oil and gas prices, and demand.
This highlights the EU's continuing commitment to cutting greenhouse gas emissions, and to meeting targets under the Kyoto Protocol.
Windfall profits will diminish as free allowances go down.
Under Phase 1 of the ETS, free allowances covered a very significant share of generators' actual and forecast CO2 emissions.
Despite an expected reduction of free allowances granted to generators in Phase 2, we expect the windfall profits generated in liberalized energy markets--such as the U.K., Germany, and the Nordic market--to continue, albeit to a lesser extent, reflecting a pricing strategy based on the marginal cost of generation (i.e. including emissions costs).
The windfall benefit remains controversial because it applies not only to nonemitting facilities but to all--including coal plants, which emit the most GHGs.
Many industrial end users have voiced their discontent.
They maintain that while end users suffer from the higher cost of electricity due to the cost of CO2 emissions, the electricity generators--those actually releasing much of the CO2--are gaining incremental profits.
As a result, Standard & Poor's expects that the level of free emission allowances granted to fossil fuel-fired generators may continue to go down in future phases of the ETS (2012 and beyond).
These generators will therefore either have to buy a greater proportion of their carbon allowances in the market or actually reduce CO2 emissions.
They could cut their carbon output by switching generation from coal-fired to less CO2-intensive gas-fired generation, improving the efficiency of their coal plants, or by using carbon capture and sequestration (CCS) storage technology.
---
02.07.2008
Ciao Alobar, direi che un altro consistente pezzo del lavoro da fare è stato fatto
Abbiamo, per chi gradisse, alcune letture che consentono di inquadrare i trend in essere nel comparto utilities energetiche in Europa, anche nella prospettiva della seconda fase di attuazione del Protocollo di Kyoto (altre se ne potranno aggiungere).
C'è il database, sul quale c'è da mettere a punto l'aspetto dei grafici, così da fare in modo che le curve dei rendimenti non risultino falsate da talune circostanze. Conto proprio, a partire da sabato, di essere in grado di dare una mano anche su questo aspetto.
Resta da fare, un po' per volta, l'inquadramento delle vicende in essere o appena esaurite: le acquisizioni e le fusioni maggiori (l'acquisto di Enel in Spagna su Endesa, la fusione Suez - Gaz de France ed altre) nonché l'analisi degli interventi normativi nazionali incidenti sugli utenti monitorati.
Ricorderei che nelle tabelle postate, i prezzi in rosso sono eccezionalmente prezzi last (anche se riportati in bid ed in ask) in quanto non è stato possibile rilevare in tempo utile il bid e l'ask di fine contrattazione per alcuni bond (quelli che non hanno fatto scambi nella giornata di rilevamento).
Un problema al quale contiamo di ovviare già dalla prossima volta con una più articolata organizzazione del lavoro di rilevamento dei prezzi...
.
A commento del periodo monitorato, per ora mi limiterei a dire che tendenzialmente i rendimenti dei bond monitorati mostrano il carattere difensivo del comparto, al quale concorrono i fattori elencati qua e là nel materiale illustrativo dei trend: prezzi dell'energia ancora in crescita, players che si giovano di forti rendite di posizione, flussi di cassa robusti che mettono il comparto tendenzialmente al riparo da problemi legati alla crisi di liquidità in essere.
---
13.07.08: i98mark
In realtà quello che poni è un problema corretto, nel senso che ci sono bond di queste società magari non quotati su Francoforte e sui mercati tedeschi monitorati da OnVista e quotati invece sull'EuroTLX.
Il solo criterio che avevamo adottato nella selezione dei singoli titoli era quello per cui avremmo fatto riferimento - in caso di bond quotati su più mercati - ai prezzi del principale mercato di quotazione, che per i bond EDF è appunto costituito da Francoforte (con il corollario, per taluni bond, della quotazione anche su altri mercati tedeschi).
Nulla però si era pensato per quei bond di questi emittenti quotati su mercati italiani e non su quelli tedeschi, come quelli che indichi.
Non ci sono ostacoli teorici ad un loro inserimento in tabella.
Anche il fatto che diverse condizioni di liquidità sui differenti mercati possa incidere sulla curva dei rendimenti, dandole un andamento per certi versi leggermente sfasato, mi sembra un problema secondario.
Fa decisamente premio su questo aspetto problematico il poter disporre di più bond del medesimo emittente, con in più la possibilità di confrontare i prezzi sui diversi mercati.
L'ostacolo più consistente è forse di ordine pratico: già oggi si fa fatica a stare dietro a tutti i bond in tabella - stanti anche le modalità di rilevazione dei prezzi, tutt'altro che agevoli, come Magallo potrà confermarti - e visto anche il lavoro da condurre sulle formule, che fa Alobar.
Per l'inserimento di altri bond, occorrerà dunque parlarne in 3, visto che nei lavori di gruppo le decisioni si prendono insieme....
La seconda fase dell'attuazione del Protocollo (appena iniziata) ha visto la commissione UE tagliare nella misura media del 12,5% le autorizzazioni ad emettere CO2 (il gas "serra" di maggiore interesse per le utility in quanto il principale fra quelli generati dalla combustione di gas fossili) previste dai piani nazionali presentati.
I piani presentati da UK, Francia, Slovenia (e, in sostanza, Spagna) sono stati approvati come presentati, proponendosi obiettivi ritenuti di per sé compatibili con il target finale, che vede le autorizzazioni (gratuite) ad emettere gas serra per l'intera Unione Europea calare del 9% nella fase 2 rispetto alla fase 1.
E' prevedibile - secondo S&P - che i produttori di energia sconteranno i maggiori effetti di questa riduzione delle autorizzazioni gratuite, il che sembra equo, visto che sono loro a beneficiare di prezzi più alti dell'energia che saranno giustificati dai maggiori costi delle emissioni dovuti al taglio di quelle ammesse gratuitamente.
Infatti questa stretta genererà, sempre secondo l'agenzia, maggiori costi per le emissioni che verranno scaricati a valle determinando più elevati prezzi energetici. La misura in cui tuttavia ciò avverrà dipenderà da una serie di fattori, quali il mix produttivo (le utilities che hanno generazione di energia pulita possono permettersi prezzi più competitivi), il costo di petrolio e gas e non ultimo l'andamento della domanda.
Il forecast di S&P è che con il tempo la UE continuerà a ridurre le emissioni gratuite e che si ridurranno di conseguenza i profitti ingiustificati (ergo, le utilities dovranno o ridurre le emissioni per stare nei limiti oppure pagare le quote di emissioni non più disponibili gratuitamente).
Più in dettaglio, nella seconda parte del report S&P già postato integralmente sopra.
Approved NAPs indicate a tighter market in Phase 2 of the ETS
The European Commission has now decided on the first 20 national plans for allocating CO2 emission allowances to energy-intensive industrial plants and the power sector for Phase 2 of the ETS (see table).
Seventeen of the 20 member states were told to reduce proposed allowances by almost 12.5% on average, while allowances for the U.K., France, and Slovenia were approved as presented (the adjustment to Spain's proposed cap was negligible).
To date, the overall cap allowed by the EU for Phase 2 is about 9% lower than the cap allowed for Phase 1.
It is likely the electricity generation companies will take a significant share of this tightening through a lower allocation of free allowances in Phase 2.
From an equity standpoint, the electricity generation companies may be best positioned to absorb a lower level of allowances given that they benefit from higher CO2-induced power prices while industrial and residential power users bear the cost.
The tightening in Phase 2 could lead to stronger CO2 and power prices, albeit that the precise impact and direction for prices depends on a large number of other factors such as the generation mix, oil and gas prices, and demand.
This highlights the EU's continuing commitment to cutting greenhouse gas emissions, and to meeting targets under the Kyoto Protocol.
Windfall profits will diminish as free allowances go down.
Under Phase 1 of the ETS, free allowances covered a very significant share of generators' actual and forecast CO2 emissions.
Despite an expected reduction of free allowances granted to generators in Phase 2, we expect the windfall profits generated in liberalized energy markets--such as the U.K., Germany, and the Nordic market--to continue, albeit to a lesser extent, reflecting a pricing strategy based on the marginal cost of generation (i.e. including emissions costs).
The windfall benefit remains controversial because it applies not only to nonemitting facilities but to all--including coal plants, which emit the most GHGs.
Many industrial end users have voiced their discontent.
They maintain that while end users suffer from the higher cost of electricity due to the cost of CO2 emissions, the electricity generators--those actually releasing much of the CO2--are gaining incremental profits.
As a result, Standard & Poor's expects that the level of free emission allowances granted to fossil fuel-fired generators may continue to go down in future phases of the ETS (2012 and beyond).
These generators will therefore either have to buy a greater proportion of their carbon allowances in the market or actually reduce CO2 emissions.
They could cut their carbon output by switching generation from coal-fired to less CO2-intensive gas-fired generation, improving the efficiency of their coal plants, or by using carbon capture and sequestration (CCS) storage technology.
---
02.07.2008
Ciao Alobar, direi che un altro consistente pezzo del lavoro da fare è stato fatto
Abbiamo, per chi gradisse, alcune letture che consentono di inquadrare i trend in essere nel comparto utilities energetiche in Europa, anche nella prospettiva della seconda fase di attuazione del Protocollo di Kyoto (altre se ne potranno aggiungere).
C'è il database, sul quale c'è da mettere a punto l'aspetto dei grafici, così da fare in modo che le curve dei rendimenti non risultino falsate da talune circostanze. Conto proprio, a partire da sabato, di essere in grado di dare una mano anche su questo aspetto.
Resta da fare, un po' per volta, l'inquadramento delle vicende in essere o appena esaurite: le acquisizioni e le fusioni maggiori (l'acquisto di Enel in Spagna su Endesa, la fusione Suez - Gaz de France ed altre) nonché l'analisi degli interventi normativi nazionali incidenti sugli utenti monitorati.
Ricorderei che nelle tabelle postate, i prezzi in rosso sono eccezionalmente prezzi last (anche se riportati in bid ed in ask) in quanto non è stato possibile rilevare in tempo utile il bid e l'ask di fine contrattazione per alcuni bond (quelli che non hanno fatto scambi nella giornata di rilevamento).
Un problema al quale contiamo di ovviare già dalla prossima volta con una più articolata organizzazione del lavoro di rilevamento dei prezzi...
A commento del periodo monitorato, per ora mi limiterei a dire che tendenzialmente i rendimenti dei bond monitorati mostrano il carattere difensivo del comparto, al quale concorrono i fattori elencati qua e là nel materiale illustrativo dei trend: prezzi dell'energia ancora in crescita, players che si giovano di forti rendite di posizione, flussi di cassa robusti che mettono il comparto tendenzialmente al riparo da problemi legati alla crisi di liquidità in essere.
---
13.07.08: i98mark
Ciao Carlo, mi ero dimenticato di risponderti...Originalmente inviato da samantaaa
nel caso interessassero segnalo alcune edp dal tlx:
XS0126990778 A- EDP 5,875 28.03.2011
XS0221295628 A- EDP FINANCE 3,75 22.06.2015
XS0223447227 A- EDP FINANCE 4,125 29.06.2020
forse erano state scartate x qualche motivo, non so.
hola!
Intervengo in modifica oggi: e mica mi ero accorto che i bond che indicavi erano EDP (Energias De Portugal) e non EDF (Electricitè de France)... ho evidentemente bisogno di vacanze anch'io...
In realtà quello che poni è un problema corretto, nel senso che ci sono bond di queste società magari non quotati su Francoforte e sui mercati tedeschi monitorati da OnVista e quotati invece sull'EuroTLX.
Il solo criterio che avevamo adottato nella selezione dei singoli titoli era quello per cui avremmo fatto riferimento - in caso di bond quotati su più mercati - ai prezzi del principale mercato di quotazione, che per i bond EDF è appunto costituito da Francoforte (con il corollario, per taluni bond, della quotazione anche su altri mercati tedeschi).
Nulla però si era pensato per quei bond di questi emittenti quotati su mercati italiani e non su quelli tedeschi, come quelli che indichi.
Non ci sono ostacoli teorici ad un loro inserimento in tabella.
Anche il fatto che diverse condizioni di liquidità sui differenti mercati possa incidere sulla curva dei rendimenti, dandole un andamento per certi versi leggermente sfasato, mi sembra un problema secondario.
Fa decisamente premio su questo aspetto problematico il poter disporre di più bond del medesimo emittente, con in più la possibilità di confrontare i prezzi sui diversi mercati.
L'ostacolo più consistente è forse di ordine pratico: già oggi si fa fatica a stare dietro a tutti i bond in tabella - stanti anche le modalità di rilevazione dei prezzi, tutt'altro che agevoli, come Magallo potrà confermarti - e visto anche il lavoro da condurre sulle formule, che fa Alobar.
Per l'inserimento di altri bond, occorrerà dunque parlarne in 3, visto che nei lavori di gruppo le decisioni si prendono insieme....
Ultima modifica:
Alobar
So di non sapere...
21.07.2008: i98mark
La fusione fra Suez e Gas de France genera una rating action da parte di Moody's, tendente a parificare i rating delle società del gruppo unico risultati dall'operazione.
Moody's lowers GDF's ratings to Aa3 from Aa1; raises SUEZ's guaranteed rating to Aa3 following merger
Approximately EUR11.6 billion of debt securities affected
London, 18 July 2008 -- Moody's Investors Service today lowered the long-term senior unsecured ratings of Gaz de France SA ("GDF") to Aa3 from Aa1, and raised the guaranteed long-term senior unsecured ratings of SUEZ to Aa3 from A2. At the same time, the guaranteed senior unsecured ratings of GIE Suez Alliance, Belgelec Finance SA, Electrabel SA and Suez Finance SA were raised to Aa3 from A2. Electrabel's A2 senior unsecured issuer rating was confirmed. The Prime-1 short-term ratings of both merging entities, which were not under review, were affirmed. The outlook on all ratings is stable.
Moody's says that the rating actions follow shareholder approval of the merger of the two companies, the market listing of SUEZ Environment, and the earlier announcement of a EUR1.75 billion special dividend. The merger is to be effected by the absorption of SUEZ by GDF, which will be the surviving corporate entity and will be renamed GDF SUEZ ("the Group"), effective 22 July 2008. The rating actions conclude the reviews initiated in February 2006 when the transaction was first announced.
The following ratings were lowered:
Gaz de France SA -- the senior unsecured debt and issuer ratings to Aa3, from Aa1; and the subordinated debt rating to A1 from Aa2
The following ratings were raised:
GIE Suez Alliance -- the guaranteed senior unsecured debt and issuer ratings, to Aa3, from A2
Belgelec Finance SA, Electrabel SA, Suez Finance SA and Suez -- the guaranteed senior unsecured debt rating to Aa3, from A2
The following rating was confirmed:
Electrabel SA -- the senior unsecured issuer rating, at A2
Moody's says that the Aa3 ratings of GDF SUEZ reflect the application of Moody's methodology for complex regulated utility groups, as well as its Government-Related Issuer methodology to take account of the 35% stake in GDF SUEZ retained by the Government of France. The assigned Aa3 rating is based upon a Baseline Credit Assessment (BCA) of 5 (equivalent to an A1 rating), combined with assumptions of medium support and medium dependence, which have the effect of lifting the BCA by one notch. Moody's adds that the change in support assumption from strong, which had been applied to GDF before the merger, takes account both of the lower ownership stake and golden share of the French state, as well as the broader international base of the new group's earnings.
GDF SUEZ's BCA of 5 is based on Moody's view of the overall creditworthiness of the GDF SUEZ Group, which is assessed as equivalent to a high single-A rating, and its view that the combined group will have a low to medium business profile. This assessment takes account of the scale of the new entity, which on the basis of proforma 2007 revenues of EUR74.3 billion will rank as one of the largest European utilities. The rating agency considers that the merger makes a good fit, giving rise to a well diversified utility with substantial assets along the length of the energy value chain, including leadership in natural gas in Europe, a leading position in global LNG and a strong presence in European power.
The low to medium business risk assessment assumes that gas infrastructure assets will continue to contribute materially to group earnings, and that the Group's strategy will prioritise organic growth over debt-funded acquisitions. More cautiously, Moody's takes into account the potential integration risks associated with a transaction of this scale, although the long lead time to merger should help minimise these, as well as the large EUR30 billion 2008-10 capital investment programme and the risk that it might be expanded.
Moody's further notes that the BCA of 5 factors in its assumptions that the Group will maintain a solid financial risk profile reflecting (i) the strong cash generation of the new Group, which is currently targeting EBITDA of EUR17 billion by 2010; (ii) the combination of GDF's modestly geared balance sheet with the larger, more highly levered, Suez Group; and (iii) the new Group's financial policy which is expected to emphasise balance sheet strength as an important competitive advantage. In this respect, Moody's assumes that the Group will prioritise regular shareholder distributions through its target payout ratio of more than 50% of recurring net income, over exceptional ones, and has not factored in any further substantial exceptional shareholder distributions beyond the EUR0.80 per share announced in connection with the merger.
The Group's rating incorporates the assumption that GDF SUEZ's borrowing will rise as it carries out the planned EUR30 billion capital investment programme over 2008-10. While Moody's acknowledges the projected boost to the Group's earnings from growth projects over the medium-term, in the shorter-term cash generation related to this debt-financed investment spending will be limited. As a result, strong 2007 proforma credit metrics are expected to weaken gradually, but nevertheless to remain solidly within guidance for the current high single-A assessment of the new Group's creditworthiness, including Retained Cash Flow/debt in the 20%-25% range; FFO/debt in the high 20%-range; and FFO Interest cover of between 5x to 6x.
Moody's says that the new Group's funding policy is expected to be based on borrowing at the GDF SUEZ level, and on-lending to its operating subsidiaries, and that there will be no further issuance by the GIE. Moody's assumes, therefore, that the high proportion of debt at subsidiary level at merger (for the most part located at Suez's subsidiaries and guaranteed by the GIE Suez Alliance) will reduce in the short to medium-term as refinancing and additional borrowing needs permit. In the meantime, Moody's considers the relatively un-levered and substantial assets and cash flows available to GDF SUEZ itself underpin its own creditworthiness, and mitigate the requirement to notch for structural subordination.
The Aa3 guaranteed senior debt and issuer ratings of GIE Suez Alliance, Belgelec Finance SA, Electrabel SA, Suez Finance SA reflect the GIE's mechanism of joint and several cross-guarantees between its members, and the inclusion as a member of the GIE at merger of GDF SUEZ, which is rated Aa3.
Moody's says that the A2 senior unsecured issuer rating of Electrabel SA is based upon the application of its rating methodology for complex utility groups. As such the A2 rating is based upon Moody's assessment of Electrabel's stand-alone credit strength combined with support from its position as a core part of the new GDF SUEZ group. Moody's considers Electrabel as having a medium business risk profile, based upon its focus on power generation and supply, and limited exposure to regulated networks. The group has leadership in Benelux power generation and supply, and a strong position in power generation in Europe, where it has more than 31 GW of installed capacity, almost 60% of which is outside Belgium. The rating also factors in the impact of the acquisition of Suez-Tractebel in 2007, which has almost 30 GW of owned/managed power capacity outside Europe. From the financial risk perspective, Moody's takes account of the relatively high debt levels carried by Electrabel following the acquisition.
The Gaz de France Group, which is the leading natural gas distributor in Europe with a portfolio of some 14 million clients, had sales of EUR27 billion in 2007.
SUEZ, which is a leading international energy and services group, had revenues of EUR47.5 billion in 2007.
La fusione fra Suez e Gas de France genera una rating action da parte di Moody's, tendente a parificare i rating delle società del gruppo unico risultati dall'operazione.
Moody's lowers GDF's ratings to Aa3 from Aa1; raises SUEZ's guaranteed rating to Aa3 following merger
Approximately EUR11.6 billion of debt securities affected
London, 18 July 2008 -- Moody's Investors Service today lowered the long-term senior unsecured ratings of Gaz de France SA ("GDF") to Aa3 from Aa1, and raised the guaranteed long-term senior unsecured ratings of SUEZ to Aa3 from A2. At the same time, the guaranteed senior unsecured ratings of GIE Suez Alliance, Belgelec Finance SA, Electrabel SA and Suez Finance SA were raised to Aa3 from A2. Electrabel's A2 senior unsecured issuer rating was confirmed. The Prime-1 short-term ratings of both merging entities, which were not under review, were affirmed. The outlook on all ratings is stable.
Moody's says that the rating actions follow shareholder approval of the merger of the two companies, the market listing of SUEZ Environment, and the earlier announcement of a EUR1.75 billion special dividend. The merger is to be effected by the absorption of SUEZ by GDF, which will be the surviving corporate entity and will be renamed GDF SUEZ ("the Group"), effective 22 July 2008. The rating actions conclude the reviews initiated in February 2006 when the transaction was first announced.
The following ratings were lowered:
Gaz de France SA -- the senior unsecured debt and issuer ratings to Aa3, from Aa1; and the subordinated debt rating to A1 from Aa2
The following ratings were raised:
GIE Suez Alliance -- the guaranteed senior unsecured debt and issuer ratings, to Aa3, from A2
Belgelec Finance SA, Electrabel SA, Suez Finance SA and Suez -- the guaranteed senior unsecured debt rating to Aa3, from A2
The following rating was confirmed:
Electrabel SA -- the senior unsecured issuer rating, at A2
Moody's says that the Aa3 ratings of GDF SUEZ reflect the application of Moody's methodology for complex regulated utility groups, as well as its Government-Related Issuer methodology to take account of the 35% stake in GDF SUEZ retained by the Government of France. The assigned Aa3 rating is based upon a Baseline Credit Assessment (BCA) of 5 (equivalent to an A1 rating), combined with assumptions of medium support and medium dependence, which have the effect of lifting the BCA by one notch. Moody's adds that the change in support assumption from strong, which had been applied to GDF before the merger, takes account both of the lower ownership stake and golden share of the French state, as well as the broader international base of the new group's earnings.
GDF SUEZ's BCA of 5 is based on Moody's view of the overall creditworthiness of the GDF SUEZ Group, which is assessed as equivalent to a high single-A rating, and its view that the combined group will have a low to medium business profile. This assessment takes account of the scale of the new entity, which on the basis of proforma 2007 revenues of EUR74.3 billion will rank as one of the largest European utilities. The rating agency considers that the merger makes a good fit, giving rise to a well diversified utility with substantial assets along the length of the energy value chain, including leadership in natural gas in Europe, a leading position in global LNG and a strong presence in European power.
The low to medium business risk assessment assumes that gas infrastructure assets will continue to contribute materially to group earnings, and that the Group's strategy will prioritise organic growth over debt-funded acquisitions. More cautiously, Moody's takes into account the potential integration risks associated with a transaction of this scale, although the long lead time to merger should help minimise these, as well as the large EUR30 billion 2008-10 capital investment programme and the risk that it might be expanded.
Moody's further notes that the BCA of 5 factors in its assumptions that the Group will maintain a solid financial risk profile reflecting (i) the strong cash generation of the new Group, which is currently targeting EBITDA of EUR17 billion by 2010; (ii) the combination of GDF's modestly geared balance sheet with the larger, more highly levered, Suez Group; and (iii) the new Group's financial policy which is expected to emphasise balance sheet strength as an important competitive advantage. In this respect, Moody's assumes that the Group will prioritise regular shareholder distributions through its target payout ratio of more than 50% of recurring net income, over exceptional ones, and has not factored in any further substantial exceptional shareholder distributions beyond the EUR0.80 per share announced in connection with the merger.
The Group's rating incorporates the assumption that GDF SUEZ's borrowing will rise as it carries out the planned EUR30 billion capital investment programme over 2008-10. While Moody's acknowledges the projected boost to the Group's earnings from growth projects over the medium-term, in the shorter-term cash generation related to this debt-financed investment spending will be limited. As a result, strong 2007 proforma credit metrics are expected to weaken gradually, but nevertheless to remain solidly within guidance for the current high single-A assessment of the new Group's creditworthiness, including Retained Cash Flow/debt in the 20%-25% range; FFO/debt in the high 20%-range; and FFO Interest cover of between 5x to 6x.
Moody's says that the new Group's funding policy is expected to be based on borrowing at the GDF SUEZ level, and on-lending to its operating subsidiaries, and that there will be no further issuance by the GIE. Moody's assumes, therefore, that the high proportion of debt at subsidiary level at merger (for the most part located at Suez's subsidiaries and guaranteed by the GIE Suez Alliance) will reduce in the short to medium-term as refinancing and additional borrowing needs permit. In the meantime, Moody's considers the relatively un-levered and substantial assets and cash flows available to GDF SUEZ itself underpin its own creditworthiness, and mitigate the requirement to notch for structural subordination.
The Aa3 guaranteed senior debt and issuer ratings of GIE Suez Alliance, Belgelec Finance SA, Electrabel SA, Suez Finance SA reflect the GIE's mechanism of joint and several cross-guarantees between its members, and the inclusion as a member of the GIE at merger of GDF SUEZ, which is rated Aa3.
Moody's says that the A2 senior unsecured issuer rating of Electrabel SA is based upon the application of its rating methodology for complex utility groups. As such the A2 rating is based upon Moody's assessment of Electrabel's stand-alone credit strength combined with support from its position as a core part of the new GDF SUEZ group. Moody's considers Electrabel as having a medium business risk profile, based upon its focus on power generation and supply, and limited exposure to regulated networks. The group has leadership in Benelux power generation and supply, and a strong position in power generation in Europe, where it has more than 31 GW of installed capacity, almost 60% of which is outside Belgium. The rating also factors in the impact of the acquisition of Suez-Tractebel in 2007, which has almost 30 GW of owned/managed power capacity outside Europe. From the financial risk perspective, Moody's takes account of the relatively high debt levels carried by Electrabel following the acquisition.
The Gaz de France Group, which is the leading natural gas distributor in Europe with a portfolio of some 14 million clients, had sales of EUR27 billion in 2007.
SUEZ, which is a leading international energy and services group, had revenues of EUR47.5 billion in 2007.
Alobar
So di non sapere...
23.07.2008 i98mark
intanto in italiano ti suggerisco di prendere nota di questo link a Google News Italia Economia. Digitando qualche banale parola chiave (anche soltanto "Hera" oppure "Hera trimestrale") ti verranno fuori alcune news in italiano.
http://news.google.it/news?tab=wn&ne...&ned=it&q=hera
Per le quotazioni dell'obbligazione, ho constatato anch'io, non senza un qualche stupore iniziale, come il mercato scelto sia solo quello di Francoforte.
Non stupisce, viste le premesse, che la offering circular sia soltanto in inglese. Non mi aspetterei grosse sorprese in negativo dal documento, mentre sarebbe interessante vedere se per caso non abbiano inserito clausole di protezione degli obbligazionisti per il caso di perdita di determinati livelli di rating.
---
Cominciamo a dare un'occhiata ad Hera valendoci di una recente view negativa di S&P, legata all'indebolimento del profilo finanziario di Hera.
In positivo emerge il forte profilo di business della utility, ben espresso dalla circostanza per cui circa il 50% dell'EBITDA (il MOL in italiano) è generato da attività a basso rischio in quanto gestite in regime di monopolio e sviluppate nell'ambito di una regione ricca e popolosa quale l'Emilia Romagna.
Buono anche il livello di diversificazione del business, con 1/3 dell'EBITDA generato dal trattamento dei rifiuti, 1/3 dalla generazione energetica ed 1/3 dal trattamento delle acque e da altre attività
In negativo la maggiore esposizione attesa ad attività che comportano un più elevato rischio imprenditoriale, come la generazione di energia elettrica (per le agency, più forte è la componente delle attività gestite in regime di monopolio dall'emittente delle obbligazioni, minore la concorrenza cui è esposto, più forte è il profilo di business ed in generale l'affidabilità creditizia nel tempo); l'indebolimento del profilo finanziario legato ad un'aggressiva politica di investimenti, anche in nuove acquisizioni, e ad una generosa erogazione di dividendi; i rischi connessi - sul piano della robustezza del profilo creditizio - alla pianificata fusione con Enia e Iride.
In particolare, S&P evidenzia come attualmente il profilo creditizio di Hera sia già al di sotto degli standard previsti per il rating ed enfatizza l'indebolimento del parametro del rapporto tra FFO (il cash flow generato dalla operatività aziendale) ed il debito, al punto che subordina la revisione dell'outlook di Hera verso l'alto ad un ripristino nei prossimi 2 anni di una rapporto FFO/debito prossimo al 25%.
Italian Utility Hera SpA Outlook To Negative On Weakened Financial Profile; 'A/A-1' Affirmed
MILAN (Standard & Poor's) June 17, 2008--Standard & Poor's Ratings Services said today that it has revised its outlook on Italian multiutility Hera SpA to negative from stable. At the same time, the 'A' long-term and 'A-1' short-term corporate credit ratings were affirmed.
"The outlook revision reflects our concern about Hera's ability to maintain an adequate financial profile for the current ratings, owing to weaker-than-expected credit metrics, the potential for operating underperformance in 2008, and the risks associated with the ongoing discussions for a merger with two other Italian utilities," said Standard & Poor's credit analyst Monica Mariani.
The ratings on Hera reflect its relatively strong business profile, which
is underpinned by a well-balanced portfolio to which low-risk monopoly-regulated operations contribute about 50% of EBITDA. The ratings also
take into account Hera's strong franchise in the wealthy and populated
northern Italian Region of Emilia-Romagna (A+/Stable/--).
These positive factors are offset, however, by Hera's increasing involvement in the riskier electricity generation business; a weakened financial profile; and a very aggressive dividend policy.
Hera is Italy's largest regional utility and serves about 70% of Emilia-Romagna's territory. The company's portfolio mix is balanced, with one-third of EBITDA stemming from waste, one-third from energy (gas and electricity), and one-third from water and other businesses in 2007.
The negative outlook is based on the current financial profile, which is not adequate for the rating.
"The ratings could be lowered if the company's financial profile does not
improve substantially or if there is any operating underperformance or further
credit-dilutive acquisitions or investments," said Ms. Mariani.
To revise the outlook back to stable, we would need to feel comfortable that Hera can strengthen its funds from operations coverage of debt to close to 25% over the next couple of years.
In addition, discussions about a merger with Enia and Iride lead to a number of uncertainties and may prevent Hera from reaching a financial profile commensurate with the ratings.
Ciao, grazie per i complimentiOriginalmente inviato da zep_51
Saluto il forum e mi scuso se intervengo con una domanda banale, mi auguro che la risposta sia utile anche ad altri apprendisti come me.
Volevo seguire piu da vicino l'obbligazione HERA 2006-2016 XS0243960290 ma, al di fuori del sito aziendale di HERA, la ho trovata solo sul sito della borsa di Francoforte e inoltre del regolamento ho trovato solo una versione in lingua inglese.
Qualcuno conosce siti oppure indirizzi dove le informazioni che cerco siano disponibili in italiano?
Per il regolamento posso provare sul sito della borsa del Lussemburgo, oppure direttamente al servizio informazioni dell'azienda, ma di meglio non riesco ad immaginare.
Rigrazio in anticipo chi risponderà, e rinnovo i complimenti per il bel lavoro che state facendo.
Ancora saluti, zep_51.
intanto in italiano ti suggerisco di prendere nota di questo link a Google News Italia Economia. Digitando qualche banale parola chiave (anche soltanto "Hera" oppure "Hera trimestrale") ti verranno fuori alcune news in italiano.
http://news.google.it/news?tab=wn&ne...&ned=it&q=hera
Per le quotazioni dell'obbligazione, ho constatato anch'io, non senza un qualche stupore iniziale, come il mercato scelto sia solo quello di Francoforte.
Non stupisce, viste le premesse, che la offering circular sia soltanto in inglese. Non mi aspetterei grosse sorprese in negativo dal documento, mentre sarebbe interessante vedere se per caso non abbiano inserito clausole di protezione degli obbligazionisti per il caso di perdita di determinati livelli di rating.
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Cominciamo a dare un'occhiata ad Hera valendoci di una recente view negativa di S&P, legata all'indebolimento del profilo finanziario di Hera.
In positivo emerge il forte profilo di business della utility, ben espresso dalla circostanza per cui circa il 50% dell'EBITDA (il MOL in italiano) è generato da attività a basso rischio in quanto gestite in regime di monopolio e sviluppate nell'ambito di una regione ricca e popolosa quale l'Emilia Romagna.
Buono anche il livello di diversificazione del business, con 1/3 dell'EBITDA generato dal trattamento dei rifiuti, 1/3 dalla generazione energetica ed 1/3 dal trattamento delle acque e da altre attività
In negativo la maggiore esposizione attesa ad attività che comportano un più elevato rischio imprenditoriale, come la generazione di energia elettrica (per le agency, più forte è la componente delle attività gestite in regime di monopolio dall'emittente delle obbligazioni, minore la concorrenza cui è esposto, più forte è il profilo di business ed in generale l'affidabilità creditizia nel tempo); l'indebolimento del profilo finanziario legato ad un'aggressiva politica di investimenti, anche in nuove acquisizioni, e ad una generosa erogazione di dividendi; i rischi connessi - sul piano della robustezza del profilo creditizio - alla pianificata fusione con Enia e Iride.
In particolare, S&P evidenzia come attualmente il profilo creditizio di Hera sia già al di sotto degli standard previsti per il rating ed enfatizza l'indebolimento del parametro del rapporto tra FFO (il cash flow generato dalla operatività aziendale) ed il debito, al punto che subordina la revisione dell'outlook di Hera verso l'alto ad un ripristino nei prossimi 2 anni di una rapporto FFO/debito prossimo al 25%.
Italian Utility Hera SpA Outlook To Negative On Weakened Financial Profile; 'A/A-1' Affirmed
MILAN (Standard & Poor's) June 17, 2008--Standard & Poor's Ratings Services said today that it has revised its outlook on Italian multiutility Hera SpA to negative from stable. At the same time, the 'A' long-term and 'A-1' short-term corporate credit ratings were affirmed.
"The outlook revision reflects our concern about Hera's ability to maintain an adequate financial profile for the current ratings, owing to weaker-than-expected credit metrics, the potential for operating underperformance in 2008, and the risks associated with the ongoing discussions for a merger with two other Italian utilities," said Standard & Poor's credit analyst Monica Mariani.
The ratings on Hera reflect its relatively strong business profile, which
is underpinned by a well-balanced portfolio to which low-risk monopoly-regulated operations contribute about 50% of EBITDA. The ratings also
take into account Hera's strong franchise in the wealthy and populated
northern Italian Region of Emilia-Romagna (A+/Stable/--).
These positive factors are offset, however, by Hera's increasing involvement in the riskier electricity generation business; a weakened financial profile; and a very aggressive dividend policy.
Hera is Italy's largest regional utility and serves about 70% of Emilia-Romagna's territory. The company's portfolio mix is balanced, with one-third of EBITDA stemming from waste, one-third from energy (gas and electricity), and one-third from water and other businesses in 2007.
The negative outlook is based on the current financial profile, which is not adequate for the rating.
"The ratings could be lowered if the company's financial profile does not
improve substantially or if there is any operating underperformance or further
credit-dilutive acquisitions or investments," said Ms. Mariani.
To revise the outlook back to stable, we would need to feel comfortable that Hera can strengthen its funds from operations coverage of debt to close to 25% over the next couple of years.
In addition, discussions about a merger with Enia and Iride lead to a number of uncertainties and may prevent Hera from reaching a financial profile commensurate with the ratings.
Ultima modifica:
Alobar
So di non sapere...
24.07.2008 i98mark
Allego una vecchia scheda (di due anni fa, maggio 2006) di S&P su Edison. Lavorando sulle trimestrali postate più di recente dalla società e disponibili sul suo sito, la scheda può essere facilmente aggiornata.
La posto qui anche a mo' di stimolo verso me stesso a fare questo lavoro di verifica ed aggiornamento.
Non vedo particolari difficoltà a ripagare il bond in scadenza nel 2010, per il quale è ipotizzabile un calo dei rating, dipendendo soprattutto dall'andamento del business in italia nel biennio a venire.
Ps: aggiungo un link alla sezione Investor Relations del sito corporate di Edison. Costruita in maniera completa e abbastanza friendly...
http://www.edisongroup.mobi/edison/s...isinvestments/
Allego una vecchia scheda (di due anni fa, maggio 2006) di S&P su Edison. Lavorando sulle trimestrali postate più di recente dalla società e disponibili sul suo sito, la scheda può essere facilmente aggiornata.
La posto qui anche a mo' di stimolo verso me stesso a fare questo lavoro di verifica ed aggiornamento.
Non vedo particolari difficoltà a ripagare il bond in scadenza nel 2010, per il quale è ipotizzabile un calo dei rating, dipendendo soprattutto dall'andamento del business in italia nel biennio a venire.
Ps: aggiungo un link alla sezione Investor Relations del sito corporate di Edison. Costruita in maniera completa e abbastanza friendly...
http://www.edisongroup.mobi/edison/s...isinvestments/
Alobar
So di non sapere...
24.07.2008 i98mark
La domanda di un forumista mi dà modo di cominciare a gettare un occhio anche su Fortum, una utility finlandese presente sul mercato energetico scandinavo ed attualmente in fase di espansione soprattutto in Russia, dove sta completando la piena acquisizione di una società di generazione elettrica locale, TGC 10, della quale controllava già il 76%.
L'acquisizione del 100%, con un esborso massimo di 2,7 mld euro, aveva indotto S&P a valutare la possibilità di ridurre il rating.
La revisione si è conclusa con la conservazione del rating A- e con l'assegnazione di un outlook stabile, sulla scorta delle buone prospettive di business della società acquistata, situata in un'area della Russia a forte crescita di domanda energetica e con grande disponibilità in situ di fonti di approvvigionamento di materia prima (gas naturale).
Tali prospettive riducono parzialmente l'incremento del rischio imprenditoriale dovuto all'investimento in un mercato emergente come quello russo (con buon potenziale di crescita di fatturato, ma tutti i rischi di un mercato emergente, fra i quali quello di una più stringente regolazione delle attività di generazione energetica in futuro).
L'indebolimento del profilo di business legato all'investimento russo dovrebbe inoltre essere compensato dalle buone prospettive di crescita del mercato domestico scandinavo, con aspettative di prezzi energetici praticati all'utenza su livelli ancora sostenuti.
Ad una prima occhiata, i conti mi sembrano buoni. I ricavi di Fortum provengono in larghissima misura dall'attività di generazione di elettricità, più esposta di quella distributiva all'andamento dei prezzi dei mercati energetici sui quali la società opera.
http://www.fortum.com/gallery/Invest...n-Jun_2008.pdf
Ultimamente gli investimenti sostenuti hanno elevato il debito, ma appare assai improbabile ipotizzare che in 5 anni Fortum possa esporre ad un rischio emittente di una qualche consistenza.
Poiché il bond indicato a scadenza 2013 è a tasso fisso, si resta esposti al cd. rischio tassi in caso in cui l'andamento dell'inflazione in area euro porti la BCE ad incrementare i tassi.
Questa valutazione però è da fare in considerazione delle esposizioni che si hanno in portafoglio.
TEXT-S&P release on Fortum Oyj
Wed Jun 25, 2008 2:13pm BST
(The following statement was released by the ratings agency)
June 25 - Standard & Poor's Ratings Services said today that it had affirmed its 'A-' long-term corporate credit ratings on Finland-based integrated utility Fortum Oyj (FUM1V.HE: Quote, Profile, Research). The outlook is stable. At the same time, the ratings were removed from CreditWatch, where they had been placed with negative implications on March 3, 2008, after an announcement that Fortum would acquire up to 100% of Russia-based Territorial Generating Co. 10 (TGC-10) for a maximum of EUR2.7 billion.
TGC-10 is a power and heat company operating in the Urals region with annual production of 18 terawatt-hours of electricity and 27 terawatt-hours of heat. We expect Fortum, which currently owns 76% of TGC-10, to take full control of the Russian company following a mandatory offer to minority shareholders, which is expected to close in August 2008.
We expect Fortum's business profile to weaken following the acquisition as the Russian market is less mature and faces more regulatory risk than Fortum's other key markets.
Increased business risk is likely to be partly offset, however, by TGC-10's strategic location in the oil and gas producing region of the Urals, where electricity demand growth is high, and proximity to significant natural gas supplies. We expect Fortum's previous experience of operating in Russia to facilitate the integration of TGC-10 into the wider Fortum group.
The stable outlook reflects our expectations that Fortum's core Nordic power generation business will continue to perform strongly, supported by a favorable outlook for Nordic electricity wholesale prices.
La domanda di un forumista mi dà modo di cominciare a gettare un occhio anche su Fortum, una utility finlandese presente sul mercato energetico scandinavo ed attualmente in fase di espansione soprattutto in Russia, dove sta completando la piena acquisizione di una società di generazione elettrica locale, TGC 10, della quale controllava già il 76%.
L'acquisizione del 100%, con un esborso massimo di 2,7 mld euro, aveva indotto S&P a valutare la possibilità di ridurre il rating.
La revisione si è conclusa con la conservazione del rating A- e con l'assegnazione di un outlook stabile, sulla scorta delle buone prospettive di business della società acquistata, situata in un'area della Russia a forte crescita di domanda energetica e con grande disponibilità in situ di fonti di approvvigionamento di materia prima (gas naturale).
Tali prospettive riducono parzialmente l'incremento del rischio imprenditoriale dovuto all'investimento in un mercato emergente come quello russo (con buon potenziale di crescita di fatturato, ma tutti i rischi di un mercato emergente, fra i quali quello di una più stringente regolazione delle attività di generazione energetica in futuro).
L'indebolimento del profilo di business legato all'investimento russo dovrebbe inoltre essere compensato dalle buone prospettive di crescita del mercato domestico scandinavo, con aspettative di prezzi energetici praticati all'utenza su livelli ancora sostenuti.
Ad una prima occhiata, i conti mi sembrano buoni. I ricavi di Fortum provengono in larghissima misura dall'attività di generazione di elettricità, più esposta di quella distributiva all'andamento dei prezzi dei mercati energetici sui quali la società opera.
http://www.fortum.com/gallery/Invest...n-Jun_2008.pdf
Ultimamente gli investimenti sostenuti hanno elevato il debito, ma appare assai improbabile ipotizzare che in 5 anni Fortum possa esporre ad un rischio emittente di una qualche consistenza.
Poiché il bond indicato a scadenza 2013 è a tasso fisso, si resta esposti al cd. rischio tassi in caso in cui l'andamento dell'inflazione in area euro porti la BCE ad incrementare i tassi.
Questa valutazione però è da fare in considerazione delle esposizioni che si hanno in portafoglio.
TEXT-S&P release on Fortum Oyj
Wed Jun 25, 2008 2:13pm BST
(The following statement was released by the ratings agency)
June 25 - Standard & Poor's Ratings Services said today that it had affirmed its 'A-' long-term corporate credit ratings on Finland-based integrated utility Fortum Oyj (FUM1V.HE: Quote, Profile, Research). The outlook is stable. At the same time, the ratings were removed from CreditWatch, where they had been placed with negative implications on March 3, 2008, after an announcement that Fortum would acquire up to 100% of Russia-based Territorial Generating Co. 10 (TGC-10) for a maximum of EUR2.7 billion.
TGC-10 is a power and heat company operating in the Urals region with annual production of 18 terawatt-hours of electricity and 27 terawatt-hours of heat. We expect Fortum, which currently owns 76% of TGC-10, to take full control of the Russian company following a mandatory offer to minority shareholders, which is expected to close in August 2008.
We expect Fortum's business profile to weaken following the acquisition as the Russian market is less mature and faces more regulatory risk than Fortum's other key markets.
Increased business risk is likely to be partly offset, however, by TGC-10's strategic location in the oil and gas producing region of the Urals, where electricity demand growth is high, and proximity to significant natural gas supplies. We expect Fortum's previous experience of operating in Russia to facilitate the integration of TGC-10 into the wider Fortum group.
The stable outlook reflects our expectations that Fortum's core Nordic power generation business will continue to perform strongly, supported by a favorable outlook for Nordic electricity wholesale prices.
- Stato